Методы обнаружения утечек в трубопроводах

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

АННОТАЦИЯ

Методы обнаружения утечек в трубопроводах. Спектральный анализ сигнала и его реализация в пакете LabVIEW. 2011, 80 с., 36 ил., библиогр. список - 6 наим.

В рамках данного курсового проекта проведен аналитический обзор существующих в настоящее время приборов и, используемых ими методов, для обнаружения утечек жидкостей и газов в наземных и подземных трубопроводах. Рассмотрены особенности каждого из приведенных методов, а так же их достоинства и недостатки. Рассмотрен спектральный анализ сигналов, проведена его реализация в пакетеLabVIEW.



ВВЕДЕНИЕ

Системы обнаружения утечек в трубопроводе в последние годы приобретают все большую популярность.И это неслучайно, так как в самых различных отраслях промышленности и жилищно-коммунального хозяйства в настоящее время используется огромное количество трубопроводов (тысячи километров), как наземных, так и подземных доступ к которым чаще всего затруднен (трубопроводы под слоем грунта, воды и т.д.). Как известно, в процессе эксплуатации трубопровода в нем зарождаются различные дефекты: трещины, утонения стенки и сквозные дефекты (за счет коррозии металла), расклеивания стыковых соединений (в трубопроводах из ПВХ) и др. Проблема выявления таких дефектов постоянно остается актуальной. Так же, с каждым годом увеличивается количество случаев несанкционированного подключения к трубопроводам (хищение нефти и др.), поэтому существует необходимость еще на стадии проектирования подумать о безопасности трубопроводов при дальнейшей эксплуатации. 

Внедрение системы обнаружения утечек на трубопроводах позволяет обеспечить оперативное, а главное очень точное выявление повреждений трубопровода или несанкционированного подключения.



1.МЕТОДЫ ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК В ТРУБОПРОВОДАХ

Методы обнаружения утечек из трубопроводов обычно классифицируют, во-первых, по способам получения первичной информации (измеряемым параметрам) и, во-вторых, по регламенту её получения. Перечень наиболее известных методов приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Классификация методов обнаружения утечек в трубопроводах

Диагностика по технологическим параметрам перекачки штатными средства АСУ и КИП	Методы, основанные на контроле других физических параметров дополнительными аппаратными средствами
Методы постоянного слежения (мониторинга)	Метод мониторинга давления с фиксированной или скользящей уставкой; Метод гидравлической локации утечки; Метод сканирующих волн («ударной диаграммы » Н. Е. Жуковского); Метод отрицательных ударных волн (Н.Е. Жуковского); Метод линейного баланса Метод сравнения расходов; Метод сравнение скорости изменения расходов.	Дифференциально-акустический метод; Метод акустической эмиссии; Ультразвуковой (зондовый) метод; Сателлитный метод (закладных УГВ датчиков); Аэрокосмический мониторинг.
Методы периодического контроля	Метод дифференциального давления; Метод падения давления; Метод мерных сосудов.	Визуальный метод; Акустический метод; Радиоактивный метод; Метод трассирующих газов (жидкостей); Рентген.
	Метод контроля перепада давления на разделителе	Ультразвуковой метод; Метод вихревых токов; Магнитный метод; Комбинированный электромагнитный метод.



1.1 Метод мониторинга давления с фиксированной или скользящей установкой

Исторически первая технология оперативного обнаружения утечек на трубопроводах, базируется на сопоставлении давления, периодически полученного от манометров на приемной и нагнетательной линиях насосной станций, с рассчитанными значениями для заданной производительности. В основе диагностического алгоритма - снижение гидравлического сопротивления участка негерметичного трубопровода, часть которого работает на номинальной производительности Qo, а другая - на пониженной производительности Qo - q, обусловленной утечкой q. Таким образом, утечка в конце диагностируемого участка трубопровода этим алгоритмом практически не диагностируется.

Современные средства САУ позволяют расширить возможности получения первичной информации за счет циклического опроса датчиков давления в точках измерения, рассредоточенных по трассе. Если градиент давления до места предполагаемой утечки превысит предварительно установленное значение (при постоянном расходе), а на последующем участке - снизится, то срабатывает сигнал тревоги.

Достоинства метода

- Самая низкая стоимость в инсталляции и эксплуатации;

- Простота алгоритма в сочетании с использованием только штатных средств КИП;

- Оперативность обнаружения значительных утечек (аварий, разрывов);

- Интеграция с современными отечественными элементами САУ, Т.е. автоматическое отключение насосов и перекрытие задвижек на поврежденном участке трубопровода при появлении утечки.

К сожалению, используемые детерминированные модели установившихся изотермических режимов течения дают более 30% погрешности расчета распределения эксплуатационного давления по длине трубопровода. В этой ситуации пороговые уставки давления, используемые алгоритмом для диагностики утечки, назначаются волевым решением в соответствии с опытом эксплуатации того или иного участка трубопровода. С целью уменьшения вероятности ложного срабатывания системы эти уставки завышены, что снижает чувствительность.

Недостатки метода

- Низкая чувствительность (1 о ... 15 % от номинальной производительности);

- Применение только при установившемся режиме эксплуатации трубопровода;

- Ложное срабатывание при перекачке различных жидкостей или нарушении сплошности потока;

- Большая погрешность определения места утечки;

- Не применим в сложных трубопроводных сетях переменного диаметра, при наличии отводов или аккумулирующих емкостей.

Ложные срабатывания систем СОУ в первую очередь обусловлены уровнем моделей, используемых для описания поведения эксплуатационного участка нефтепровода, уложенного в рельеф местности. Несколько лучшие результаты по определению места утечки имеет следующий алгоритм СОУ, традиционно применяемый в практике эксплуатации отечественных трубопроводов.

1.2 Метод гидравлической локации места утечки нефти

Физическая сущность метода заключается в анализе гидравлических характеристик участка нефтепровода. Измеряемой величиной в этом случае является манометрическое давление на концах двух специально выбранных базисных сегментах, находящихся вблизи перекачивающих станций. По показаниям манометров восстанавливается гидростатический напор продукта (Z+PM/r·g). Линия гидравлических уклонов, проведенная по уровням гидростатических напоров в двух точках, экстраполируется на весь участок между насосными станциями (рис. 1). Аналогичная процедура, выполненная на базисном сегменте в конце участка трубопровода при одинаковых условиях, должна дать тот же гидравлический уклон при условии герметичности трубопровода. Две экстраполяционные линии в этом случае будут параллельны. Если в некоторой точке возникает утечка нефти, то линия гидравлического уклона искажается и становится ломаной. При этом в интервале от первой нефтеперекачивающей станции до места утечки гидравлический уклон увеличивается д il, а в интервале от места утечки нефти до последующей перекачивающей станции - уменьшается д i2.

Рисунок 1 - Метод гидравлической локации утечки

Оценим погрешность и робастность метода. Для этого используем модель Л.С Лейбензона, предложенную для расчета изотермических трубопроводов, перекачивающих однофазную жидкость:

(1)

где Q - производительность перекачки;

D - диаметр проходного сечения трубопровода;

v - вязкость жидкости;

в, m - коэффициенты уравнения Лейбензона

Изменение гидравлического уклона в зависимости от производительности в рамках модели Лейбензона можно выразить в частных производных:

(2)

Зависимость этой же величины от изменений диаметра:

(3)

Сравнение чувствительности изменяемого параметра i = (?Р/?х) к изменению производительности дQ и проходного сечения дD можно произвести, приравняв приращение di по уравнениям (1) и (2):

(4)

Приведение подобных членов дает:

(5)

что демонстрирует большую чувствительность диагностируемого параметра 1 к изменению проходного сечения. Относительное приращение линейного размера проходного сечения D дает в 2,5 .. .4 раза (в зависимости от режима течения) большее изменение градиента давления, чем вариации производительности. Скопления газа, воды, ила и механических примесей, также как и парафиновые отложения, могут значительно сокращать проходное сечение трубы. Даже если специальными средствами поддерживать идеальное состояние базисных сегментов и обеспечить безусловный вынос скоплений воды, газа, ила, грата и парафинов, то изменение реологических свойств перекачиваемого продукта вносит ощутимую погрешность:

(6)

Анализ чувствительности алгоритма по реологическому параметру показывает:

(7)

что в ламинарном режиме течения, характерном для вязких жидкостей, изменение вязкости равнозначно влияет на градиент давления, как и вариации производительности (отношение m/(2-m)= 1). В турбулентном режиме течения это отношение несколько меньше, но чувствительность к обоим параметрам остается в том же порядке величин. Осложнений технологических параметров, не учтенных уравнением Лейбензона, значительно больше, что предполагает огромное количество корреляционных отношений в анализе робастности метода.

Влияние погрешности средств измерений на достоверность определения места утечки детально про анализировано в учебнике трубопроводного транспорта [3] на участках «идеального» трубопровода протяженностью L = 100 км, имеющего условные диаметры 300 и 500 мм. Показано, что при выбранной базе измерений фиксация дифференциального напора с точностью до 0,5 м столба нефти обеспечивает выявление утечки с интенсивностью не менее 1,5 ... 5,0 %. Увеличение диаметра нефтепровода требует для фиксации малых утечек жидкости более высокой точности измерения гидравлических уклонов на базисных сегментах.

Таким образом, метод гидравлической локации утечек позволяет фиксировать дисбаланс расходов жидкости и рассчитывать сечения, в которых они происходят. Однако возможности этого метода ограничены, Т.к. при уменьшении интенсивности утечки точность метода снижается.

Достоинства метода

* Низкая эксплуатационная стоимость;

* Использование только штатных средств КИП;

* Оперативность обнаружения значительных утечек (аварий, разрывов);

* Дополнительные аналитические возможности: визуализация распределения давления по трассе.

Недостатки метода

- низкая чувствительность (5 ... 15 % от номинальной производительности), зависящая от расположения дефектного участка;

- наличие «мертвой зоны» в конце эксплуатационного участка;

- применение только при установившемся режиме эксплуатации изотермического трубопровода;

- не применим в трубопроводных сетях со сбросами и подкачками;

- чувствительность алгоритма к изменению проходного сечения труб в 3-5 раз выше, чем к утечкам, что приводит к ложным срабатываниям системы.

Тем не менее, барокорреляционный принцип применяется повсеместно во всех современных технологиях диагностики утечек совместно с другими методами ввиду удовлетворительной точности в определении места утечки и низкой стоимости аппаратных и программных средств.

1.3 Метод сканирующих волн («ударной диаграммы» Н.Е. Жуковского)

Метод определения места утечки с помощью ударной диаграммы основан на анализе переходных процессов в трубопроводах при возникновении гидроудара. Впервые этот метод теоретически был обоснован и экспериментально исследован на Алексеевской водокачке (г. Москва) выдающимся российским инженером проф. Н.Е. Жуковским в 1897 году.

На основании своих работ Н.Е. Жуковским была получена система уравнений, описывающая переходный режим при гидравлическом ударе без учета сил трения по длине. Физическая сущность этих процессов связана с преобразованием кинетической и потенциальной энергий, которые определяют физические свойства среды и характер волновых процессов в ней. Дифференциальные уравнения, входящие в предлагаемую модель и описывающие неустановившееся движение реальной жидкости по трубам, получены на основании следующих допущений: труба - цилиндрическая с постоянной площадью сечения при исходном давлении, достаточно жесткая; течение жидкости по трубе - одномерное; гидравлические сопротивления для стационарных течений и неустановившегося движения эквивалентны; стенки трубы - упругие и подчиняются закону Гука под нагрузкой от давления; скорость течения жидкости 19 меньше скорости звука; плотность жидкости р линейно зависит от давления р.

Теоретическое описание процесса предложено формализовать в системе дифференциальных уравнений:

(8)

где А - коэффициент гидравлического сопротивления;

R - гидравлический радиус сечения потока; с - скорость звука.

Система уравнений (8) содержит нелинейный член . Однако, принимая множитель постоянным, равным его среднему значению по длине и по времени 2·а, можно получить линеаризованную систему для массовой скорости р и давления р.

Исходная система использована для получения «телеграфных» уравнений:

(9)

Рисунок 2 - График изменения давления без утечки и с утечкой

Показано, что вследствие линеаризации погрешность составляет не более 10 % от максимального давления. Аналогия между движением реальной жидкости в трубах и течением электрического тока по кабелю позволяет использовать математический аппарат, развитый в электротехнике, для описания распространения импульса давления или скорости в трубопроводной системе. Решением предложенной системы уравнений являются гиперболические функции вида:



где лk - комплексная постоянная распространения волнового процесса;

Zk - комплексный импеданс простого трубопровода бесконечной длины.

Решения (10) получены для распространения импульса прямо угольной формы вдоль идеализированного трубопровода. Вывод о наличии утечки делается при сопоставлении модельного решения и тренда показаний датчика давлений на конце диагностируемого участка трубопровода. Характерные тренды показаны на рисунке 2.

Анализ передних фронтов повышения давления показывает, что при наличии утечки появляется импульс пониженного давления через dt от момента посылки волны повышенного давления. Этот интервал времени соответствует времени пробега волны повышенного давления от датчика до утечки и возвращения отраженного отрицательного импульса назад к датчику давления. Сравнение задних фронтов - понижения давления показывает, что при наличии утечки появляется импульс пониженного давления через dt от момента посылки волны пониженного давления. Далее следуют волны пониженного давления, образованные накладкой множества отраженных от различных неоднородностей волн.

К достоинствам метода необходимо отнести возможность обнаружения утечки (несанкционированной врезки) в стадии сброса (отбора) продукта с постоянным расходом.

Достоинства метода:

-непрерывность контроля во времени;

-эффективен для быстрого обнаружения значительных утечек (разрывов);

-обеспечивает дистанционное зондирование утечки;

-независимость от погодных условий;

-расположение оборудования в пределах насосной станции.

Недостатки метода:

-большая погрешность при определении местонахождения значительных утечек (аварий);

-низкая чувствительность к величине утечки (не применим для контроля малых утечек);

-чувствительность метода понижается при последовательной перекачке различных нефтепродуктов.

Существенным недостатком данного способа является необходимость периодически генерировать импульсы давления с амплитудой 0,5 ... 1,0 МПа, что требует соответствующего запаса прочности материала труб.

Модификацией метода ударной диаграммы Н.Е. Жуковского является метод отрицательных ударных волн. Математическая модель волнового процесса, послужившая основой для метода сканирующих волн, является общей для обоих методов.

1.4 Метод отрицательных ударных волн

Согласно теории неустановившихся процессов, в момент возникновения утечки (или отбора) жидкости в трубопроводе возникают волны разряжения. Волна давления достигает измерительных точек по обе стороны от утечки. Время прибытия сигналов от преобразователей регистрируется на центральном диспетчерском пункте. Вычислительная процедура обрабатывает результаты поступающей информации с учетом: последовательности поступления сигналов, расстояния до преобразователей, скорости распространения волны понижения давления, эксплуатационных параметров перекачки и вычисляет место утечки. Разность (t1 - t2) моментов прихода волн свидетельствует о смещении места утечки относительно середины рассматриваемого участка. Координата Х места утечки определяется через разность моментов прихода волн к началу и концу участка трубопровода формулой

(11)

где L - длина диагностируемого участка трубопровода;

С - скорость звука.

Повышенный интерес современных исследователей к скорости распространения ударной волны связан с успехами импульсной телеметрии, применяемой при производстве буровых работ. Китайскими учеными НИИ разработки нефтяных месторождений (Daqing Petroleum Institute) предложены уточнённые зависимости для скорости звука в трубах:

(12)

где ц - объёмное газосодержание по диспергированной фазе;

цs - объемная доля механических примесей;

сs - плотность твердой фазы (мехпримесей);

сг = P/R Т - плотность газа в пузырьках;

К - коэффициент сжимаемости жидкости;

К s - модуль упругости твёрдой фазы;

Кг = гЧR ЧТ - упругость газовой фазы;

з? 0,3 - коэффициент Пуассона;

Кр - упругость трубы - параметр, определяемый в зависимости от механических нагрузок на участке трубопровода:

при продольном растяжении,

без продольных сжимающих усилий,

без продольных напряжений.

Скорость распространения возмущений колеблется от 1425 м/с для «жестких» водопроводов до 1000 м/с для продуктопроводов большого диаметра.

Исследование возможностей этого метода показывает, что волны давления, генерированные возникновением утечки, распространяются в покоящейся жидкости без существенного затухания и уверенно регистрируются измерительной аппаратурой. В работающем трубопроводе применение данного метода сталкивается с существенными трудностями, связанными со значительным затуханием волн.

Газовоздушные скопления, перекрывающие часть сечения труб на нисходящих участках работающего трубопровода, значительно снижают скорость распространения ударных волн и, соответственно, их амплитуды. Скорость распространения возмущений на самотечном участке трубопровода с газовоздушным скоплением зависит от степени его заполнения:

(13)

где И - центральный угол границы раздела фаз в сечении трубопровода.

Скорость распространения возмущений варьируется в широких пределах в зависимости от степени заполнения трубопровода. Например, для нефтепровода Ш1200 мм-С1I2=2,15 м/с, с уменьшением степени заполнения - уменьшается практически до нуля, с увеличением - р асимптотически стремится к значению показателя напорного режима. Однако, оценка сверху при устойчивых режимах расслоенного течения дает значение С ? 3 м/с, что на два-три порядка меньше аналогичного показателя напорного режима.

Метод не предполагает искусственного генерирования импульсов давления, но требует постоянного слежения за параметрами перекачки, что значительно повышает стоимость системы и эксплуатационные расходы. Но высокая чувствительность, избирательность и быстродействие стали решающими факторами в промышленной реализации метода различными IТ-компаниями.

Примером успешной коммерческой реализации метода может служить система постоянного мониторинга WaveAlert® компании Acoustic System Inc., которая позволяет оперативно обнаруживать утечки (в пределах 1 мин.), выявлять место потери герметичности с точностью ± 200 м в камеральных условиях.

Система обнаружения утечек WaveAlert® включает три уровня аппаратных и программных средств:

- процессор предварительной обработки сигнала (интеллектуальный датчик-преобразователь, предварительный усилитель, контроллер);

- узловой (групповой) процессор с системой телекоммуникации (радио, оптоволокно, проводная связь);

- головной (host) компьютер с программным обеспечением SCADA и аналитическими возможностями.

Достоинства метода:

-непрерывность контроля во времени;

-оперативное обнаружение криминальных врезок;

-высокая избирательность;

-простота адаптивного алгоритма по единственному диагностическому параметру ?P/?r.

Недостатки метода:

-высокие эксплуатационные расходы нанепрерывный мониторинг;

-неработоспособность алгоритма в стадии сброса продукта при постоянном расходе;

-искажение полезного сигнала на самотечных участках;

-блокирование сигнала при разрывах сплошности потока.

Регистрация на концах контролируемого участка волны разрежения отечественными средствами КИП показывает достаточно высокую чувствительность метода на действующих трубопроводах ОАО «Транснефтепродукт» (1,5 ... 3% Qном), время регистрации (5 ... 10 мин), и малую погрешность определения места утечки (500 ... 1000 м на участке 100 км). Время затухания волн давления соизмеримо со временем регистрации. Кроме того, разрыв сплошности протока в трубе на самотечном участке практически полностью изолирует сигнал и исключает возможность его регистрации, а присутствие в трубе инородных предметов или врезок, резких поворотов, гофров и пр. порождает отраженные волны, которые искажают фронт ударной волны, чем снижают процент регистраций. Тем не менее, метод нашел широкое применение в системе нефтепродуктопроводов для оперативного выявления несанкционированных врезок и хищения нефтепродуктов. Только в ОАО «Транснефтепродукт» за 2000 г. зарегистрировано 279 несанкционированных врезок, 218 из которых своевременно выявлены действующей системой.

В отсутствие контрольно-измерительных приборов по трассе трубопровода и средств синхронизации регистрации параметров на концах контролируемого участка метод упрощается до фиксации резкого перепада давлений на нагнетании и всасывании насосных станций, Т.е. сводится к методу мониторинга давления с фиксированной или скользящей уставкой.

Группа методов обнаружения утечек, основанная на интерпретации результатов измерений другого эксплуатационного параметра - производительности трубопровода Q, имеет большую точность и избирательность, но значительно дороже в эксплуатации и приборном обеспечении.

1.5 Дифференциальный метод сведения баланса расходов

Дифференциальный метод сведения баланса расходов на участке трубопровода, оборудованном по концам расходомерами - самый точный из всех известных методов. В зависимости от особенностей обработки исходной информации сводится к методу линейного баланса, методу сравнения расходов или методу сравнения скорости изменения расходов, способен регистрировать «малые» утечки (меньше 1 %).

В соответствии с принципом линейного баланса масс разность расходов транспортируемого продукта на входе и выходе должна быть равна изменениям его количества в герметичном трубопроводе:



(14)

где - скорректированный дисбаланс масс за период времени ф;

Ginи Gout - расходы соответственно на входе и выходе трубопроводной сети;

М и N - число входов и выходов трубопроводной сети;

- изменение количества продукта в трубопроводе за время ф.

Существует два способа решения уравнения (14). Фирма ATMOS® International (REL Instrumentation), являющаяся специализированной дочерней компанией Shell, ответственной за развитие и внедрение систем для обнаружения утечек трубопроводов под торговой маркой ATMOS Рiре®, предлагает статистический метод, исключающий сложное моделирование трубопровода.

В системе на основе данных, поступающих на компьютер с установленных на местах датчиков давления, температуры и расходомеров, про изводится непрерывный расчет статистических вероятностей возникновения утечек. Количество продукта в трубопроводе для вычисления рассматривается как адаптивная стохастическая функция от эксплуатационных параметров участка трубопровода и скорости их изменения. Данные передаются и обрабатываются посредством систем PLC (Programmable Logic Controller) или RTU (Remote Terminal Unit) с использованием SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) или DCS (Distributed Control System).

Наибольшее преимущество статистического метода заключается в полном отказе от сложных аналитических моделей трубопроводов, что значительно сокращает объем подготовительных работ и расходов.

Система ATMOS Ртре® спроектирована на основе принципа «распознавания по моделям». Определение утечки базируется на оценке вероятности возникновения события при регулярной частоте замеров. Основным принципом, использованным для расчетов вероятности, является принцип сохранения массы (расчет баланса) и постоянная проверка гипотезы: наличие утечки против отсутствия утечки. Такое равновесие не может быть сохранено в случае образования утечки в системе. Отклонение от заданного равновесия можно обнаружить при помощи метода оптимального статистического анализа. Комбинация расчетов вероятностей с техникой распознавания моделей позволила системе ATMOS Ртре® достичь очень высокой степени надежности в смысле сведения к минимуму возникновения (генерации) ложных тревог при высокой чувствительности к формированию утечки в переходных и стационарных режимах. ATMOS® поддерживает протоколы обмена с известными инструментальными средствами: АВВ ICSS, Fisher-Rosemount (Delta V), Yokogawa, N ational Instruments, InTouch, Honeywell, Foxboro, GE Fanuc и др. Опыт компании ATMOSi (RELi) включает многочисленные внедрения как для компании Shell, так и для других высокотребовательных заказчиков, например, ВР, ВР-АМОСО, ESSO, Dow, Министерство обороны Великобритании, Лукойл и другие.

Существенными недостатками способа являются его инерционность (время обнаружения утечки до 20 периодов опроса датчиков), большая погрешность в локализации места утечки и длительный период времени обучения формальной модели при смене конструктивных параметров системы, свойств перекачиваемого продукта или внешних условий эксплуатации (грунтовых, гидрологических, погодно-климатических и пр.).

Принципы детерминированного моделирования режимов эксплуатации МНП нашли свое отражение в отечественных разработках специалистов ИПТЭР и РУНГ им. И.М. Губкина, в частности, в программе «ИРЭН» - «Изменение режимов эксплуатации нефтепродуктопроводов».

Наиболее перспективным способом решения уравнения (14) является математическое моделирование в рамках системы функциональной диагностики осложнений технологических режимов эксплуатации трубопровода.

Изменения количества продукта в трубопроводе можно представить как сумму элементарных приращений, классифицированных по причинам их возникновения:

(15)

где Vо, со - объем участка трубопровода и плотность продукта при известной температуре и давлении;

- приращение плотности за счёт изменения температуры на величину ?T и давления - ?Р (о- коэффициент объемного расширения, К - модуль упругости продукта);

?V = ?Vт + ?Vр - ?Vщ - приращение объема участка трубопровода,

где ?Vт =б· ? Т, б - коэффициент объемного расширения металла (для стали б= 3,3·10-5 1/0С);

, где Е - модуль Юнга (для стали Е? 2·1011 Па);

- сокращение объема газовых скоплений.

Теоретически чувствительность метода не ограничена. При достаточно большой выборке данных за продолжительный период мониторинга погрешность метода за счет ошибки измерений расходов и давлений становится пренебрежимо малой. Статистические оценки погрешностей метода динамического баланса объемов продукта в трубопроводе, сделанные специалистами ИПТЭР на выборке диспетчерских данных, дают вероятность 0,95 обнаружения утечки 0,1 % от номинальной производительности на 11 замерах, что в регламенте опроса датчиков системой SCADA КТК составляет 45 минут. Утечка в 10% от производительности с той же вероятностью определяется за один цикл опроса, т.е. за 4 минуты. Конкурирующим продуктом на отечественном рынке СОУ является параметрическая система обнаружения утечек (ПСОУ) ООО «Энергоавтоматика», функционирующей в рамках СКДУ фирмы ЗАО «ЭлеСи» (г. Томск) на участке нефтепровода «Калтасы-Уфа-2» Ш700 мм, протяженностью 108,9 км. В качестве приборов давления используются датчики МТ-100Р класса точности 0,5. Накладные ультразвуковые расходомеры фирмы PANAMETRICS установлены на нагнетательной линии НПС «Калтасы-Г» и на приеме НПС «Чекмагуш-2». Данная система обнаружения утечек на нефтепроводе с самотечными участками позволяет фиксировать утечки величиной от 1 ,5% на стационарном режиме перекачки и от 7% и более на переходных режимах. Фирмой Combit АВ (Швеция) предложена система обнаружения утечек из трубопровода 990 LDTM, основанная на анализе баланса расходов по трассе нефтепровода, контролируемом универсальным ультразвуковым расходомером Unitlow фирмы Controlotron. Система внедрена на трансальпийском двухниточном нефтепроводе «Триест-Мюнхен». Декларируемая чувствительность метода - 1 %.

В системах СОУ, не учитывающих динамическое изменение количества продукта в трубопроводе, значительно упрощается алгоритм обнаружения утечек. В простейшем случае - это компаратор мгновенных расходов.

1.6 Метод сравнения расходов

Метод основан на постоянстве мгновенного расхода нефти или нефтепродукта в начале и конце участка трубопровода при отсутствии утечки в установившемся режиме перекачки. Уравнение (14) в этом случае упрощается:



(16)

где М и N - число входов и выходов трубопроводной сети.

На входе и выходе каждого участка трубопровода устанавливаются расходомеры турбинного или объемного типа, дистанционно связанные с ЭВМ, находящейся на центральном диспетчерском пункте. Информация от расходомеров поступает в ЭВМ, которая с учетом температурной поправки непрерывно производит сравнение расходов в начале и конце каждого участка трубопровода. В том случае, если разность расходов превышает допустимый предел, установленный программой, автоматически срабатывает аварийная сигнализация о появлении утечки.

Недостаток данного метода заключается в ложных срабатываниях системы, вызываемых нарушением стационарного характера транспортировки нефти. Несколько лучшие результаты при неустановившихся режимах эксплуатации получают при измерении скорости изменения расходов.

Метод сравнения изменения скорости расходов

Метод основан на измерении мгновенной скорости изменения расхода в различных сечениях нефтепровода. В начале и в конце контролируемого участка трубопровода устанавливают измерительные диафрагмы (калиброванные сужения, позволяющие по разности давлений до и после сужения рассчитать скорость и расход жидкости) и оборудованные устройствами дифференцирования. Ключевое уравнение метода получается дифференцированием (16) по времени:

(17)



Электрические сигналы, пропорциональные скорости изменения расхода, по каналам телеметрии поступают в RTU, где сравниваются с пороговыми значениями. Повреждение или разрыв трубопровода вызывает резкое изменение расхода транспортируемой нефти. Приближенно место утечки можно определить по разности времен появления всплесков на трендах расходов в контрольных сечениях.

Недостаток данного метода, так же как и у предыдущего, заключается в ложных срабатываниях системы, вызываемых нарушением сплошности потока, изменением свойств партий перекачиваемых нефтей или нефтепродуктов, осложнениями технологических режимов перекачки и пр. Однако сравнительно низкая стоимость системы за счет применения простых и долговечных диафрагм позволяет применять метод на участках, где не предусмотрен пропуск очистных и диагностирующих устройств.

Достоинства методов:

-прямое измерение количественных показателей процесса перекачки, что упрощает алгоритмы принятия решения о наличии утечки;

-оперативное обнаружение значительных утечек при установившемся режиме перекачки;

-непрерывность дистанционного контроля герметичности;

-возможность идентификации малых утечек инвентаризацией продукта перекачки за продолжительный период эксплуатации.

Недостатки методов:

-требуют больших капитальных затрат изза высокой стоимости первичного уровня аппаратных средств - датчиков расхода и контроллеров;

-не обеспечивают определения места утечки;

-требуют остановки перекачки по трубопроводу для обслуживания расходомеров;

-компараторы (блоки сравнения) расхода могут применяться только на коротких участках, так как не учитывают аккумулирующую способность трубопровода;

-подвержены ложным срабатываниям системы при нарушениях сплошности потока, изменениях свойств партий перекачиваемой нефти или нефтепродуктов, осложнениях технологических режимов перекачки и пр.

Анализ монопараметрических мониторинговых методов обнаружения утечек, применяемых в магистральном транспорте углеводородов, показывает, что задействован практически весь спектр доступной в традиционных системах телемеханики и АСУ информации. В качестве ключевого параметра используются не только давление и производительность, но и их производные по времени и длине (табл. 2).

Таблица 2 - Методы диагностики утечек

Методы СОУ, основанные на анализе градиента производительности ?Q/?х, до сих пор не нашли широкого применения только из-за весьма высокой стоимости аппаратных средств регистрации расхода. Современные трубопроводные системы обычно имеют только один узел учета количества продукта (либо в начале, либо в конце эксплуатационного участка). Для прямой регистрации градиента производительности ?Q/?х необходимо иметь в несколько раз больше точек замера.

Проблему вдольтрассового мониторинга производительности можно решать совмещением функций расходомеров с насосными агрегатами. Изменение производительности по трассе магистральных нефтепроводов предлагается фиксировать активной составляющей тока нагрузки электроприводов насосных агрегатов. Для этого статистическими методами за продолжительный период эксплуатации восстанавливается индивидуальная для каждого насосного агрегата кривая потребляемой мощности (N-Q). А затем по мгновенным показателям электропотребления оценивается производительность агрегата.

Для коммерческого учета продукта метод слишком груб, но как способ получить дополнительную информацию для анализа состояния трубопроводной системы по градиенту производительности как независимому параметру - весьма перспективен. Работы в этом направлении ведутся специалистами ИПТЭР на объектах ОАО «Приволжскнефтепровод».

Производные более высоких порядков (?2Р/?х2 , ?р2/?ф2, ?2Р/?х?ф, ?2Q/?ф2 *** ) на современном этапе развития САУ магистрального транспорта УГВ не используются вследствие отсутствия аппаратных средств КИП для прямой регистрации этих параметров. Методы, использующие температуру в качестве ключевого параметра, не нашли своего приложения из-за низкой чувствительности параметра к утечкам даже при перекачке сжимаемых сред.

Таким образом, принципиальные возможности расширения параметрической базы СОУ исчерпаны. Ни один из рассмотренных методов не может удовлетворить все возрастающие требования экологической и промышленной безопасности объектов магистрального транпорта, поэтому на смену монопараметрическим методам приходят комбинированные.

Примером комбинированного метода обнаружения утечек может служить алгоритм Pressure Point Analysis (РРА)ТМ, запатентованный компанией EF А Technologies Inc. (Sacramento, Са, USA) в 1990-х. Алгоритм на расчетном уровне совмещает все методы мониторинга давления (мониторинг давления с фиксированной или скользящей уставкой, гидравлической локации утечки, Н.Е. Жуковского) для повышения помехозащищенности и чувствительности. Однако давление и его производные (Р, ?Р/?х , ?Р/?ф) нельзя считать абсолютно независимыми параметрами, Т.к. они имеют единый источник первичной информации - манометры. Поэтому современную версию своего системного продукта LeakNet компания EF А Technologies Inc. оснащает интеллектуальным алгоритмом SmartPoint™, использующим методы мониторинга и давления и расхода (mass balance & pressure monitors). Не менее впечатляющих успехов в разработке аналитических и программных средств в этой области достигла компания Stoner Associates (Carlisle, Ра, USA), чей программный комплекс PROCYS®, базирующийся на комбинированных мониторинговых методах, установлен компанией Enbridge Pipeline Inc. на двухниточном продуктопроводе в Соединенных Штатах, сравнивает технологические параметры ниток между собой и эвристическими методами обнаруживает утечки.

Другим примером реализации программного обеспечения системы обнаружения утечек является программный комплекс LeakSpy®NT, разработанный в России с использованием современных технологий и достижений отечественной аэрокосмической промышленности и предназначенный для решения задачи обнаружения утечек в магистральных нефтепроводах. Пакет LeakSpy®NT является комплексным решением, поскольку в нем объединено несколько алгоритмов диагностики, основанных на различных математических моделях течения. Каждый из алгоритмов эффективен либо в специфическом диапазоне, либо для решения определенного класса задач (диагностика утечки, ее локализация, подтверждение диагноза и др.). В основе системы LeakSpy®NT лежит математическая модель нефтепровода, функционирующая в реальном масштабе времени. Контроль утечек осуществляется на основе измерения технологических параметров, регистрируемых отечественной системой телемеханики. Окончательное решение принимает экспертная система, в рамках которой осуществляется процедура голосования алгоритмов диагностики.

Программный комплекс LeakSpy®NT инсталлируется на IBM РС-совместимом компьютере, подключенном к системе телемеханики через локальную сеть. Обмен данными осуществляется в виде бинарных файлов с использованием стандартных сетевых средств операционной системы и протокола TCPIIP. Данные из системы телемеханики в систему LeakSpy®NT поступают каждые 10 с.

LeakSpy®NT поддерживает следующие основные функции:

- обнаружение и количественная оценка утечки;

- локализация места утечки;

- контроль герметичности изолированной секции трубопровода;

- интеллектуальная процедура принятия решения и управления уставками;

- функция архивации;

- анализ качества средств измерения;

- трехуровневая система сигнализации;

- расчет движения партий нефти различного качества или различных нефтепродуктов;

- набор инструментов для настройки и адаптации программы;

- обмен данными с системой SCADA. Система прошла апробацию на нефтепроводе «Горький-Рязань-Москва» (участок «РязаньМосква») ОАО «Верхневолжскнефтепровод» Ш500 х 10 мм, протяженностью 197 км. В середине участка - одна промежуточная насосная станция НПС «Коломна», Управление режимами перекачки осуществляли из РДП «Нижний Новгород» с помощью системы диспетчерского контроля и управления ПТК «Сириус» фирмы ООО «НПА ВИРА Реал тайм», укомплектованной ультразвуковыми расходомерами фирмы CROHNE (Германия). Эксперименты проводились на двух стационарных и одном переходном режимах. Во всех случаях констатируются результаты на уровне лучших мировых образцов.

1.7 Радиоактивный метод

Метод основан на регистрации радиоактивного излучения вещества (растворенный в жидкости изотоп), проникающего в грунт через сквозные повреждения в стенке резервуара.

Рисунок3 - Радиоизотопный ионизационный газоанализатор:

1 - ионизационная камера; 2 - источник ионизации; 3 - электроды;

К радиоизотопным газоанализаторам, в которых ионизацию газов осуществляют радиоактивным излучением, относятся приборы на основе сечения ионизации, электронно-захватные и аэрозольно-ионизационные. В первых используют разницу в сечениях (вероятности) ионизации компонентов смеси. Ионизацию осуществляют обычно в-излучением 90Sr, 3H, 63Ni, 147Pm. Эти газоанализаторы неизбирательны, их применяют для анализа смесей H2-N2, N2-CO2, Н2 - этилен, Н2-СН4, H2-CH3SiCl3, H2-BC13 и т.п.; диапазон измерения 0,01-100 %; время установления показаний - до 0,1 с.

Радиоактивные изотопы должны обладать достаточной энергией гамма-лучей и периодом полураспада. Для обнаружения мест утечек в трубопроводе изотопы подбирают для каждого конкретного участка трубопровода в зависимости от его протяженности и глубины залегания. Наибольшее распространение получили изотопы натрий-24 с энергией (1,4-2,8 МэВ) и периодом полураспада 15 ч, а также бром-82 с энергией гамма-лучей (1,32-1,48 МэВ) и периодом полураспада 36 ч. Место утечки (повышенная остаточная радиоактивность) обнаруживается автономным прибором (зондовым устройством).

Достоинства метода:

- позволяет обнаруживать места незначительных утечек нефти и нефтепродуктов;

- применим для любых резервуаров, содержащих нефть, нефтепродукты, воду и газ;

- эффективен для обнаружения мест незначительных утечек зондовым радиометром.

Недостатки метода:

- точность обнаружения незначительных утечек зависит от глубины залегания резервуара, и чем глубже подземное хранилище, тем ниже чувствительность наземных радиометров (при глубине залегания хранилища свыше 1,5 м наземный способ обнаружения мест утечек не рекомендуется);

- метод небезопасен для обслуживающего персонала и окружающей среды;

- технология заполнения резервуара радиоактивным изотопом и обнаружение мест утечек наземными радиометрами достаточно трудоемка.

Метод имеет ограниченное применение как за рубежом, так и в нашей стране из-за отсутствия комплексных мероприятий по биологической защите обслуживающего персонала, окружающей среды, Однако в некоторых странах, в том числе и в России, проводились интенсивные исследования по совершенствованию технологии контроля этим методом мест незначительных утечек.

1.8 Метод акустической эмиссии

Метод основан на регистрации высокочувствительными пьезоэлектрическими датчиками, сигналов акустической эмиссии от напряженного состояния стенки резервуара, микротрещин и от утечек жидкости.

Акустическая эмиссия (АЭ) является результатом высвобождения энергии из материала, находящегося в напряженном состоянии. Высокочувствительные пьезодатчики, расположенные на поверхности резервуаров, воспринимают волны механических напряжений, создаваемые утечкой жидкости или газа, и преобразовывают их в электрические сигналы.

Электрические сигналы с пьезодатчиков усиливаются в 100 тыс. - 1 млн раз. Для обнаружения мест утечек разработано специальное оборудование анализа затухания и времени прихода импульсов акустической эмиссии.

Достоинства метода:

- метод АЭ, реализованный в наземной, передвижной аппаратуре,

весьма эффективен для контроля незначительных утечек (микроутечек),

напряженного состояния стенки резервуаров, микротрещин и сильной

коррозии;

- характеризуется высокой точностью обнаружения мест дефектов

стенки резервуаров.

Недостатки метода:

-высокая стоимость обследования (до 2 тыс. долл. на обследование одного кв. метра подземного резервуара).

Лазерный газоаналитический метод

Метод основан на поглощении углеводородсодержащими (группы СН и СН2) газами энергии источника инфракрасного излучения с длиной волны 3,39 мкм.

При появлении в подземном резервуаре утечки нефти или нефтепродукта углеводородные газы, вследствие высокой проницаемости частиц почвы, выходят на поверхность и образуют газовое облако над местом утечки.

На основе лазерного газоаналитического метода разработаны и используются переносные и транспортируемые на автомобиле приборы для обнаружения мест подземных утечек нефти, нефтепродуктов и газа.

Достоинства метода:

- высокая точность обнаружения мест незначительных утечек;

- высокая чувствительность аппаратуры (по метану, в % объемных - до 20?10-4);

- быстродействие аппаратуры (5-15 с);

- бесконтактность метода;

- достаточно высокая эффективность для периодического контроля.

Метод находит широкое применение за рубежом и в нашей стране для периодического контроля появления утечек, в основном газа, как на магистральных трубопроводах, так и на других газотранспортных системах.

Лазерные газоаналитические лаборатории применяются также для обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов (при наличии летучих компонентов группы СН и СН2).

Метод трассирующих газов

Метод основан на поглощении в инфракрасной области спектра световой радиации трассирующим газом, выходящим на поверхность грунта в месте сквозного повреждения стенки резервуара. Метод предполагает обнаружение незначительных утечек в резервуарах по выходу на поверхность трассирующих газов, закачиваемых в резервуар под давлением. При выборе трассирующего газа необходимо руководствоваться следующим:

- высокой проникающей способностью газа через грунт;

- нетоксичностью газа в концентрациях, используемых для обнаружения;

- химической неактивностью;

- отсутствием такого трассирующего газа в атмосфере;

- высоким коэффициентом поглощения в инфракрасной области спектра.

Всем этим требованиям удовлетворяет закись азота.

Способы обнаружения утечек сводятся к анализу проб воздуха над поверхностью резервуара.

Достоинства метода:

- высокая чувствительность к величине незначительных утечек;

- применим независимо от конструкции, диаметра резервуаров.

Недостатки метода:

- высокая трудоемкость технологии контроля мест утечек;

- зависимость от климатических и погодных условий;

- небезопасен для обслуживающего персонала при высоких концентрациях трассирующего газа, который является токсичным.

Имеет ограниченное применение как за рубежом, так и в нашей стране из-за высокой трудоемкости технологии контроля.

Фотоионизационный метод

Устройства, использующие данный метод, основаны на сочетании фотоионизационного и инфракрасного детекторов. Принцип действия инфракрасного блока газоанализатора (ИК-блок) основан на поглощении инфракрасного излучения молекулами СО2 и углеводородов на определенной для каждого компонента длине волны. Поток инфракрасного излучения проходит через оптические фильтры, поступает в измерительную ячейку, заполненную анализируемой смесью. Компоненты анализируемой смеси (СО2, углеводороды) поглощают инфракрасное излучение на характерных для каждого вещества длинах волн пропорционально их содержанию.

Фотоионизационный блок (блок ФИД) производит экспресс-анализ суммарного содержания паров большинства органических и ряда неорганичских веществ. Принцип действия блока ФИД основан на измерении фотоионизационного тока, возникающего при ионизации молекул вещества в потоке ультрафиолетового излучения. Диапазон

детектируемых веществ зависит от энергии ионной лампы. Возможна совместная работа блоков ФИД и ИК-газоанализатора или одного выбранного блока. В случае совместной работы блоков из суммарного результата, выдаваемого блоком ФИД, устраняются данные по содержанию метана, измеренные ИК-блоком.

В России данный метод нашел применение в газоанализаторе Ecoprobe-5 (рисунок 4). Данный прибор предназначен для измерения содержания диоксида углерода (CO2), метана (CН4), углеводородов (CН) в пересчете на метан (СН4), а также для экспресс-анализа суммарного содержания паров большинства органических и ряда неорганических веществ.

Рисунок 4 - Прибор Ecoprobe-5 с присоединенным зондом

Достоинства прибора:

- обнаружение, определение границ и контроль содержания углеводородов и других органических загрязнений почвы и грунтовых вод, вызванных разливом топлива;

- контроль загрязнения воздуха (ФИД анализатор);

- протечки от свалок и подземных резервуаров;

- протечки трубопроводов и отходов сельскохозяйственного производства;

- наблюдение за перемещением шлейфа загрязнений;

- наблюдение за процессами биологического восстановления;

- обнаружение и контроль газообразных токсичных веществ на промышленных предприятиях и в сельскохозяйственном производстве.

Еще одним примером использования данного метода является переносной двухдетекторный газоанализатор Колион-1В-04 (рисунок 5).



Рисунок5 - Газоанализатор Колион-1В-04

Он предназначен для одновременного измерения содержания паров углеводородов нефти и нефтепродуктов и других вредных соединений, а также диоксида азота в воздухе рабочей зоны. В газоанализаторе установлены два детектора: фотоионизационный (ФИД) - для измерения содержания нефти, нефтепродуктов и других вредных веществ и электрохимический - для селективного измерения диоксида азота.

Анализируемый воздух прокачивается через детекторы с помощью встроенного микрокомпрессора. Текущие значения измеряемых концентраций в мг/м3 представляются в цифровом виде на двухстрочном жидкокристаллическом индикаторе.

В приборе имеется звуковая (общая для обоих каналов измерения) и световая (отдельная для каждого канала измерения) сигнализация о превышении измеряемыми концентрациями установленных порогов.

Фотоионизационный газоанализатор ФГ-2 (рисунок 6) предназначен для неселективного измерения загрязненности атмосферы рабочей зоны различных производств, обнаружения очагов выбросов и разливов нефтепродуктов, поиска течей из резервуаров.

Рисунок 6 - Газоанализатор ФГ-2



Преимуществом данного прибора является простота в обращении, малые размеры и вес, быстрота измерений, малая потребляемая мощность (одной зарядки встроенных аккумуляторов достаточно для его использования в течение недели), встроенный микрокомпрессор, позволяющий отбирать пробу из вентиляционных систем с разрежением, наличие звуковой и световой сигнализации о превышении допустимого уровня загрязненности, режим автоматической работы прибора.

ИК-спектроскопия

Принцип действия основан на поглощении ИК-излучения молекулами контролируемых газов. Анализатор содержания нефтепродуктов HORIBA OCMA-350 (рисунок 7) проводит надёжный и простой анализ нефтепродуктов в почвах и жидкостях в диапазоне: 0-200 г/л. Анализатор содержания нефтепродуктов ОСМА-350 позволяет определять нефтепродукты в почве и воде, а также контролировать остаточное содержание нефтепродуктов в очищенных продуктах.

Рисунок 7 - Анализатор HORIBA OCMA-350

Для экстракции нефтепродуктов HORIBA разработала специальный экстрагент S-316, не наносящий вреда окружающей среде. Этот экстрагент можно регенерировать с помощью установки Solvent Reclaimer, выпускаемой HORIBA. Рабочий диапазон от 0 до 200 мг/л или от 0 до 1000 мг/кг.

Подповерхностное зондирование

Технология базируется на использовании георадара подповерхностного зондирования (РПЗ) (рисунок 8), специально разработанного для указанных целей. В основе картографирования зон, загрязненных нефтепродуктами, лежит открытое и детально исследованное явление существенной зависимости электрических характеристик грунта от насыщения нефтепродуктом. РПЗ состоит из антенны для излучения и приема сигналов, генератора зондирующих сигналов с заданными характеристиками (синтезатор частоты), приемника отраженных сигналов, цифрового блока и компьютера.

Рисунок8 - Георадар подповерхностного зондирования

Сигнал, излученный антенной РПЗ, распространяется под поверхность земли и ослабляется вследствие затухания во влажном грунте. При наличии подповерхностного аномального объекта часть сигнала отражается в направлении приемной антенны. Другая часть сигнала распространяется дальше и отражается от следующих объектов. Расстояние до объекта определяется временем задержки распространения радиоволн от антенны до объекта и обратно.