Системы обнаружения утечек в нефте- и нефтепродуктопроводах

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

Дипломная работа

СИСТЕМЫ ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК В НЕФТЕ- И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДАХ

Студент

Селезнев С.С.

Уфа

Содержание

Введение

1. Технология трубопроводного транспорта нефти

1.1 Роль трубопроводного транспорта в ТЭК

1.2 Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

1.3 Системы перекачки нефти

1.4 Актуальность задачи обнаружения утечек

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

2.2 Регламент патентного поиска

2.3 Результаты поиска

2.4 Анализ результатов патентного поиска

3. Методы моделирования и обнаружения утечек

3.1 Метод «волны давления»

3.2 Метод баланса вещества

3.3 Анализ профиля давления

3.4 Акустический корреляционный метод

3.5 Волоконно-оптические методы

3.6 Контроль давления в изолированных секциях

3.7 Метод дифференциальных давлений

3.8 Акусто-эмиссионный метод

3.9 Электромагнитный метод контроля

3.10 Визуальный метод

3.11 Ультразвуковая диагностика

3.12 Радиоактивный метод

3.13 Лазерный газоаналитический метод

4. Средства диагностики утечек

4.1 Комбинированные системы, использующие метод баланса вещества, анализ профиля давления и метод «волны давления»

4.2 Системы, использующие метод «волны давления»

4.3 Системы, использующие акустический метод

4.4 Системы, использующие метод баланса вещества

4.5 Системы, использующие акусто-эмиссионный метод

4.6 Системы, использующие волоконно-оптические методы

5. Математическая модель метода «волна давления»

5.1 Математическое описание движения жидкости

5.2 Анализ скорости распространения возмущения в трубопроводе

5.3 Локализация утечек по временной задержке сигналов

5.4 Обнаружение утечки методом анализа волны давления

6. Охрана труда и техника безопасности

6.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей при монтаже, ремонте и эксплуатации системы обнаружения утечек

6.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

Заключение

Список использованных источников

Введение

Трубопроводные системы являются одним из самых экономичных и безопасных способов транспортировки газов, нефти, нефтепродуктов и других жидкостей. В качестве средства транспортировки на большие расстояния трубопроводы имеют высокую степень безопасности, надёжности и эффективности. Большая часть трубопроводов в независимости от транспортируемой среды разрабатываются исходя из срока эксплуатации порядка 25 лет. По мере старения они начинают отказывать, появляются утечки в конструкционно-слабых местах соединений, точках коррозии и участках, имеющих небольшие структурные повреждениях материала. Кроме того есть и другие причины, приводящие к появлению утечек, такие как случайное повреждение трубопровода, террористические акты, диверсии, воровство продукта из трубопровода и т.д.

Главная задача систем обнаружения утечек (СОУ) состоит в том, чтобы помочь владельцу трубопровода выявить факт утечки и определить её местоположение. СОУ обеспечивает формирование сигнала тревоги о возможном наличии утечки и отображение информации, помогающей принять решение о наличии или отсутствии утечек. Системы обнаружения утечек из трубопроводов имеют большое значение для эксплуатации трубопроводов, поскольку позволяют уменьшить время простоя трубопровода.

При этом всё большее распространение получают автоматические системы обнаружения утечек из трубопроводов, позволяющие оперативно обнаружить факт утечки и установить место её образования. Это позволяет не только значительно сократить время реакции аварийных служб и, как следствие значительно уменьшить экологический ущерб от разлива продуктов, но и свести к минимуму время вынужденного простоя трубопровода, что, несомненно, является актуальной задачей.

Цель данной дипломной работы - анализ эффективности систем обнаружения утечек.

Задачами дипломной работы являются:

ѕ изучение различных методов обнаружения;

ѕ анализ существующих средств диагностики утечек;

ѕ выбор метода обнаружения и составление для него математической модели

ѕ проверка адекватности математической модели при диагностике утечек.

При работе над данной дипломной работой были использованы материалы ОАО «Нефтеавтоматика».

1. Технология трубопроводного транспорта нефти

1.1 Роль трубопроводного транспорта в ТЭК

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по местности большинства субъектов Российской Федерации.

Трубопроводный транспорт активно влияет на формирование и развитие ТЭК страны и отдельных регионов, являясь его неотъемлемой частью, и обеспечивает:

— перекачку добытых и переработанных энергоресурсов;

— выполняет роль распределительной системы комплекса;

— транспортировку энергоресурсов на экспорт в страны близкого и дальнего зарубежья.

Трубопровод - это магистраль из стальных труб диаметром до 1500 мм, укладываемая на глубину до 2,5 метров. Нефтепроводы обустроены оборудованием для обезвоживания и дегазации нефти, оборудованием для подогрева вязких видов нефти. На газопроводах - установки для осушения газа, для одоризации (придание газу резкого запаха) и распределительные станции. Для поддержания нужного давления устанавливают особые перекачивающие станции. В начале магистрали - головные, потом через каждые 100-200 км - промежуточные. Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 217 тыс. км, в т.ч. 151 тыс.км газопроводных магистралей, 46,7 тыс. км нефтепроводных, 19,3 тыс.км нефтепродуктопроводных. В состав сооружений трубопроводного транспорта входят 487 перекачивающих станций на нефте- и нефтепродуктопроводах, резервуарные парки вместимостью 17,4 млн. куб. м, а также 247 компрессорных станций, 4053 газоперекачивающих агрегата и 3300 газораспределительных станций. По магистральным трубопроводам перемещается 100% добываемого газа, 99% нефти, более 50% продукции нефтепереработки. В общем объеме грузооборота трубопроводного транспорта доля газа составляет 55,4%, нефти - 40,3%, нефтепродуктов - 4,3%.

К трубопроводному транспорту относятся магистральные нефте- и газопроводы, а также продуктопроводы. Значимость трубопроводного транспорта для Российской Федерации определяется значимой удаленностью главных месторождений нефти и газа от потребителей, а также высокой долей нефти, нефтепродуктов и газа в экспортном балансе России.

Трубопроводный транспорт обладает большим количеством достоинств:

— магистральные трубопроводы позволяют обеспечить возможность подачи практически неограниченного потока нефти, автобензинов, дизельных и реактивных топлив в любом направлении;

— по магистральным трубопроводам можно осуществлять последовательную перекачку нефти разных сортов или нефтепродуктов различных видов, а также разных газов;

— работа магистральных трубопроводов непрерывна, планомерна в течение года, месяца, суток и не зависит от климатических, природных, географических и других условий, что гарантирует бесперебойное обеспечение потребителей;

— трубопровод может быть проложен практически во всех районах РФ, направлениях, в любых инженерно-геологических, топографических и климатических условиях;

— трасса трубопровода - это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами следования и может быть значительно короче, чем трассы других видов транспорта;

— сооружение трубопроводов проводят в сравнительно непродолжительные сроки, что обеспечивает быстрое освоение нефтяных и газовых месторождений, мощности нефтеперекачивающих заводов;

— на магистральных трубопроводах может быть обеспечено применение частично или полностью автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) перекачки нефти, нефтепродуктов и газа;

— возможность значительной автоматизации и телемеханизации, внедрение систем автоматизированного управления технологическими процессами способствует поддержанию оптимальных режимов эксплуатации трубопроводных систем, сокращению расхода электроэнергии, а также потерь нефти, нефтепродуктов и газа при перекачке, сокращению численности обслуживающего персонала;

— трубопроводный транспорт имеет лучшие технико-экономические показатели по сравнению с другими видами транспорта нефтяных грузов, а для транспорта природного газа, находящегося в газообразном состоянии, является единственно возможным;

— высокая надежность и простота в эксплуатации;

— разгрузка традиционных видов транспорта.

Однако несмотря на упомянутые преимущества, нужно отметить и два существенных недостатка: большой расход металла и «жёсткость» трассы перевозок, то есть невозможность изменения направления перевозок нефти, нефтепродуктов или газа после постройки трубопровода.

В настоящее время для транспортирования энергоносителей также используют железнодорожный, водный и автомобильный транспорт.

1.2 Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений (рисунок 1.1):

— подводящие трубопроводы;

— головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);

— конечный пункт;

— линейные сооружения.

Рисунок 1.1 - Состав сооружений магистрального нефтепровод: 1 - подводящий трубопровод; 2 - головная нефтеперекачивающая станция; 3_промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4 - конечный пункт; 5_линейная часть; 6 - линейная задвижка; 7 - подводный переход; 8 - надземный переход; 9 - переход под автодорогой; 10 - переход под железной дорогой; 11 _ станция катодной защиты; 12 - дренажная установка; 13 - дом обходчика; 14 _ линия связи; 15 - вертолетная площадка; 16 - вдольтрассовая дорога

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

Головная НПС предназначена для приема нефти с промыслов, смешения или разделения ее по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (обычно через каждые 200 км).

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него головной НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка - конечным пунктом для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:

1) собственно трубопровод (или линейная часть);

2) линейные задвижки;

3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки);

4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т. п.);

5) линии связи;

6) линии электропередачи;

7) дома обходчиков;

8) вертолетные площадки;

9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Трубы магистральных нефтепроводов (а также нефтепродуктопроводов и газопроводов) изготавливают из стали, так как это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надежный материал.

Трубопроводная арматура предназначена для управления потоками нефти, транспортируемыми по трубопроводам. По принципу действия арматура делится на три класса: запорная, регулирующая и предохранительная.

Запорная арматура (задвижки) служит для полного перекрытия сечения трубопровода, регулирующая (регуляторы давления) -- для изменения давления или расхода перекачиваемой жидкости, предохранительная (обратные и предохранительные клапаны) -- для защиты трубопроводов и оборудования при превышении допустимого давления, а также предотвращения обратных токов жидкости.

Задвижками называются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электроприводом.

Регуляторы давления -- это устройства, служащие для автоматического поддержания давления на требуемом уровне. В соответствии с тем, где поддерживается давление -- до или после регулятора, -- различают регуляторы типа «до себя» и «после себя».

Предохранительными клапанами называются устройства, предотвращающие повышение давления в трубопроводе сверх установленной величины. На нефтепроводах применяют мало- и полноподъемные предохранительные клапаны закрытого типа, работающие по принципу сброса части жидкости из места возникновения повышенного давления в специальный сборный коллектор.

Обратным клапаном называется устройство для предотвращения обратного движения среды в трубопроводе. При перекачке нефти применяют клапаны обратные поворотные - с затвором, вращающимся относительно горизонтальной оси. Арматура магистральных нефтепроводов рассчитана на рабочее давление 6,4МПа.

Средства защиты трубопроводов от коррозии. Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, к активным методам относится электрохимическая защита.

Насосно-силовое оборудование. Насосами называются гидравлические машины, которые служат для перекачки жидкостей. При трубопроводном транспорте нефти используются в основном центробежные насосы. Для успешного ведения перекачки на входе в центробежные насосы должен поддерживаться определенный подпор. Его величина не должна быть меньше некоторого значения, называемого допустимым кавитационным запасом. Основное назначение подпорных насосов -- создание на входе в основные насосы подпора, обеспечивающего их устойчивую работу. Основные и подпорные насосы устанавливаются соответственно в основной и в подпорной насосных.

Резервуары и резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат:

— для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;

— для учета нефти;

— для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).

В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

— на головной НПС;

— на границах эксплуатационных участков;

— в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода является либо сырьевой парк НПЗ, либо резервуары крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива.

1.3 Системы перекачки нефти

В зависимости от того как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции, различают следующие системы перекачки (рисунок 1.2):

— постанционная;

— через резервуар станции;

— с подключенными резервуарами;

— из насоса в насос.

При постанционной системе перекачки нефть принимается поочередно в один из резервуаров станции, а ее подача на следующую станцию осуществляется из другого резервуара. Это позволяет организовать учет перекачиваемой нефти на каждом перегоне между станциями и благодаря этому своевременно выявлять и устранять возникавшие утечки. Однако при этой системе перекачки значительны потери от испарения.

Рисунок 1.2 - Системы перекачки: а) постанционная; б) через резервуары; в) с подключенными резервуарами; г)изнасоса в насос; I -- предыдущая НПС; II -- последующая НПС; 1 -- резервуар; 2 -- насосная станция

Система перекачки «через резервуар станции» исключает учет нефти по перегонам. Зато потери нефти от испарения меньше, чем при постанционной системе перекачки. Но все равно из-за усиленного перемешивания нефти в резервуаре ее потери от испарения очень велики,

Более совершенна система перекачки «с подключенными резервуарами». Резервуары здесь, как и в предыдущих системах, обеспечивают возможность перекачки на смежных перегонах с разными расходами. Но в данном случае основная масса нефти проходит, минуя резервуары, и поэтому потери от испарения меньше.

Наиболее предпочтительна с точки зрения сокращения потерь нефти система перекачки «из насоса в насос». В этом случае резервуары промежуточных станций задвижками отключаются от магистрали и используются только для приема нефти во время аварии или ремонта. Однако при этой системе перекачки все станции должны вести перекачку с одинаковыми расходами. Это не страшно при нормальной работе всех станций. Однако выход из строя одной из станций (например, из-за нарушения электроснабжения) на трубопроводах большой протяженности вынуждает останавливать и часть других, что отрицательно сказывается на работе трубопровода и насосно-силового оборудования. Именно поэтому нефтепроводы большой протяженности, работающие по системе «из насоса в насос», делят на эксплуатационные участки, разделенные резервуарными парками.

В настоящее время система перекачки «через резервуар станции» не применяется. Постанционная система перекачки используется на коротких нефтепроводах, имеющих только одну головную нефтеперекачивающую станцию. На протяженных нефтепроводах одновременно применяются сразу несколько систем перекачки.

1.4 Актуальность задачи обнаружения утечек

На современном этапе развития трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов особенно актуальна проблема обеспечения надежности и безаварийности магистральных трубопроводов. Уделяется большое внимание не только обнаружению и предотвращению аварий, но и защите окружающей среды. В связи с этим проблема диагностирования технического состояния магистральных трубопроводов входит в число первоочередных задач при их эксплуатации.

В системах трубопроводного транспорта нефти и газа в нашей стране происходит более ста аварий в год с выходом продукта и в дальнейшем, по мнению экспертов, их число значительно возрастет. По информации, доступной Greenpeace, от 10 до 20 миллионов тонн нефти и от 6 до 50 миллиардов кубических метров газа в России теряются ежегодно из-за утечек и загрязняют окружающую среду. Масштаб утечек составляет от 3 % до 7 % от общего количества добываемой нефти или газа.

Анализ статистики причин повреждений показывает, что более 40% от всего количества аварий происходит из-за коррозии металла; по причинам дефектов труб, дефектов сварки и несоблюдения правил монтажа -- более 15%; из-за нарушения правил эксплуатации -- около 20%, а по причинам внешних воздействий -- более 25% аварий.

Эти повреждения вызываются следующими причинами: коррозией металла из-за некачественной изоляции, отсутствием электрохимзащиты (ЭХЗ) или нарушениями правил ее эксплуатации; скрытыми дефектами труб, дефектами сварки при монтаже труб и несоблюдении правил монтажа; нарушениями правил эксплуатации; отказами технологического оборудования и КИП; внешними воздействиями (повреждения посторонними лицами при производстве земляных работ вблизи нефтепровода, наезд тяжелого транспорта, оползни, землетрясения и пр.), а также несанкционированными врезками в трубопроводах.

Актуальность проблемы поиска утечек очевидна. Появление даже самой маленькой утечки может стать косвенно причиной другой, более серьезной аварии, например взрыва высвободившегося газа, а также разрыва трубопровода, что увеличивает затраты на ремонт. Отсюда следует, что экономически выгодно обнаруживать утечки на ранней стадии их появления [1].

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

В дипломной работе рассматриваются методы и системы обнаружения утечек. Известно множество методов обнаружения утечек, однако каждый из них обладает своими особенностями. Поэтому выделить среди них единственный приоритетный метод невозможно.

2.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации.

Поскольку технические средства автоматизации развиваются быстрыми темпами, была выбрана глубина поиска 5 лет (2007-2011 гг.).

Поиск проводился по индексу МПК F17D 5/02 «Защитные устройства или устройства для наблюдения, предотвращения или обнаружения утечек».

При этом были использованы следующие источники патентной информации:

— полные описания к патентам Российской Федерации;

— документы справочно-поискового аппарата;

— официальный бюллетень Российского Агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели».

2.3 Результаты поиска

Результаты просмотра источников патентной документации приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты патентного поиска

Страна	Индекс МПК	Номера просмотренных патентов	Выявленные аналоги
Россия	F17D 5/02	2309323- 2449210	№ 2319933 «Способ определения величины и места утечки в магистральном трубопроводе между двумя смежными насосными станциями насосно-трубопроводного комплекса по перекачке нефти и нефтепродуктов» № 2368843 «Способ обнаружения утечек жидких углеводородов из магистральных трубопроводов» № 2421657 «Способ обнаружения утечек жидких углеводородов из магистральных трубопроводов»

2.4 Анализ результатов патентного поиска

Результат патентных исследований показал, что существующие на сегодняшний день способы обнаружения утечек разнообразны по своим принципам действия. Рассмотрим патенты, перечисленные в таблице 2.1, более подробно.

Способ определения величины и места утечки в магистральном трубопроводе между двумя смежными насосными станциями насосно-трубопроводного комплекса по перекачке нефти и нефтепродуктов (2319933). В начале и в конце участка магистрального трубопровода между двумя смежными насосными станциями измеряются значения активной электрической мощности, потребляемой приводными электродвигателями насосов из сети, с указанием номера работающего насосного агрегата. Цифровыми часами измеряется время перетекания объема жидкости, находящейся в трубопроводе между двумя смежными насосными станциями, выходы с которых поданы в систему телемеханики, которая передает их на диспетчерский пункт в ЭВМ, в которой находится база данных по каждому насосному агрегату. С учетом полученных текущих данных вычисляется по каждому насосному агрегату мощность, действующая на валу насоса, давление, создаваемое каждым насосом, вычисляется расходный коэффициент насосного агрегата. Сравнивают полученное значение расхода и перепада давления на магистральном участке трубопровода между двумя смежными насосными станциями с предыдущими значениями и если эти значения не равны, то вычисляется место утечки в трубопроводе по цифровым часам, которые запускаются в работу при пуске трубопровода в работу с отсчетом времени. Одновременно по известному расходу определяется время, в течение которого вся жидкость, находящаяся в трубопроводе, должна перетечь от одной станции к другой. По истечении этого времени делается сброс часов и последние начинают отсчет времени вновь. Если в процессе работы появилась утечка, то расходы на смежных насосных станциях не будут равны друг другу и в это время подается сигнал на остановку часов, которые будут показывать время от начала утечки при прохождении жидкости от одной насосной станции к другой. По известному времени определяется расстояние до места утечки, степень которой оценивается по разнице расходов на смежных насосных станциях.

Способ обнаружения утечек жидких углеводородов из магистральных трубопроводов (2368843) включает измерение давления и расхода жидкости на концах контролируемого участка трубопровода и определение изменения массы жидкости на указанном участке за фиксированный промежуток времени путем сравнения количества жидкости, поступившей в контролируемый участок и вытекшей из него, при этом по измеренным значениям давлений и расходов на концах контролируемого участка трубопровода дополнительно определяют распределение давления по длине этого участка за вышеупомянутый промежуток времени, по которому находят интегральную массу жидкости, заключенную между сечениями контролируемого участка, сравнивают полученные значения изменения массы жидкости с рассчитанным изменением интегральной массы и при возникновении разности между ними фиксируют наличие утечки на контролируемом участке.

Способ обнаружения утечек жидких углеводородов из магистральных трубопроводов (2421657). Определяют распределение давления по длине упомянутого участка трубопровода в течение фиксированного промежутка времени, соответствующего времени прохождения волны давления на контролируемом участке, вычисляют значения среднеквадратичной разности между найденными распределениями давления для каждой точки контролируемого участка и по минимальному значению указанной разности фиксируют сечение утечки. Технический результат - повышение достоверности регистрации утечек как при стационарных, так и при нестационарных (переходных) режимах работы трубопровода за счет учета характера неустановившихся переходных течений жидкости в трубопроводе.

В ходе проделанной патентной проработки было найдено три различных по своим принципам способа обнаружения утечек. Наиболее предпочтительным выглядит способ обнаружения утечки по волне давления (2421657), т.к. способ (2368843) не позволяет локализовать координату утечки, а способ (2319933) имеет ограничения по применимости.

3. Методы моделирования и обнаружения утечек

Величина потерь нефти и нефтепродуктов зависит от места и размеров повреждения, а также от времени его обнаружения и устранения. Количество вытекшей нефти и нефтепродуктов может оказаться значительным даже при относительно небольших повреждениях, если они остаются незамеченными в течение длительного времени. По этой причине актуальной является задача сокращения времени от момента возникновения до момента обнаружения утечки, включая определение координат места разгерметизации трубопровода и максимально быстрого введения в действие механизмов борьбы с утечкой, тем самым сокращая количество разлившегося (или несанкционированно собранного) нефтепродукта и уменьшая затраты на ликвидацию аварии.

Известно множество методов обнаружения утечек, однако каждый из них обладает своими особенностями. Поэтому выделить среди них единственный приоритетный метод невозможно.

Исходя из опыта эксплуатации имеющихся систем обнаружения утечек (СОУ) и их свойств, можно сформулировать следующие основные требования к СОУ:

— высокая чувствительность;

— точность определения координат мест утечек;

— обеспечение контроля состояния трубопроводов большой протяженности;

— высокая степень надежности, достоверность информации;

— возможность автоматизации процессов контроля;

— отсутствие помех, оказывающих влияние на режим перекачки;

— экономичность;

— возможность работы в любых климатических и погодных условиях [2].

3.1 Метод «волны давления»

Метод «волна давления» основан на анализе переходных процессов в трубопроводах при возникновении утечки. В момент возникновения утечки жидкости в трубопроводе возникают волны разряжения, распространяющиеся к концам трубопровода со скоростью звука. Датчики давления, установленные на концах трубопровода, фиксируют время прихода волны давления. Использование двойных датчиков давления на концах диагностируемого участка трубопровода позволяет определять направление волны давления и игнорировать те обнаруженные волны давления, которые пришли извне защищенной зоны участка.

Реализация метода разделена на две части. Первая часть метода выполняется в контроллере, обеспечивая контроль давлений трубопровода в реальном времени. Вторая часть на верхнем уровне системы, обеспечивает анализ зафиксированных волн давления на наличие утечки. Такое разграничение позволило снизить нагрузку на канал передачи данных и экономить ресурсы сервера.

Вычислительная процедура обрабатывает результаты поступающей информации с учетом: последовательности поступления сигналов, расстояния между датчиками давления, скорости распространения звуковых волн и т.д. Разность (t₁-t₂) моментов прихода волн свидетельствует о смещении места утечки относительно середины рассматриваемого участка:

,(3.1)

гдеL₀ - расстояние от начала трубопровода до места утечки;

L - длина трубопровода;

с - скорость звука;

t₁, t₂ - время прихода волны давления на первый и второй датчик давления [3].

3.2 Метод баланса вещества

Для массового измерения справедливо выражение:

Q = М_вх / ( R_вх ( 1 + B ( T_вх - T ))),(3.2)

Где Q_вх - входной объем жидкости;

R_вх - входная плотность жидкости, кг/м³;

T_вх - температура входного потока, °С;

Т - фиксированная температура = 20 °С;

Q - объем жидкости при температуре = 20 °С, м³;

В - коэффициент объемного расширения нефти, значения которого берутся из «Методики выполнения измерений ареометром» (МИ 2153-2001).

Для расчета накопительных значений дисбалансов используются параметры «Порог утечки (%)» и «Относительная погрешность расходомеров (%)», задаваемые пользователем.

Для определения относительной погрешности расходомеров и расчета поправочного коэффициента для вторичного расходомера (за первичный или базовый расходомер принимается второй расходомер) используется настроечная процедура «Согласование расходомеров». На выполнение она запускается либо автоматически при изменении технической конфигурации расходомеров, либо вручную пользователем.

Дополнительно для балансового метода вводятся параметры «Время обнаружения» и «Время подтверждения», также задаваемые пользователем [3].

3.3 Анализ профиля давления

Основными уравнениями для расчета установившихся течений однородной несжимаемой жидкости в трубопроводе являются:

1) уравнение Бернулли

,(3.3)

где полный напор в сечении x, м;

? потери напора между сечениями 1 и 2, м;

? коэффициент Кориолиса;

- скорость движения жидкости в сечении k, м/с;

- давление в сечении k, Па;

- плотность, кг/м³;

2) уравнение сохранения массы жидкости

,(3.4)

где - плотность, кг/м³;

- скорость движения жидкости в сечении k, м/с;

- площадь поперечного сечения, м²;

- массовый расход жидкости, кг/с.

Линия , представляющая зависимость полного напора от координаты вдоль оси трубопровода, называется линией гидравлического уклона.

Безразмерную величину , определяющую уменьшение напора на единицу длины трубопровода, называют гидравлическим уклоном.

Гидравлической характеристикой участка трубопровода называется зависимость разности пьезометрических напоров в начале и конце участка от расхода транспортируемой жидкости [4].

3.4 Акустический корреляционный метод

Корреляционный метод обнаружения утечек среды в трубопроводах и определения мест их расположения основан на измерении виброакустического сигнала, образующийся на месте утечки из-за давления жидкости, который распространяется в обе стороны трубопровода. Этот шум улавливается двумя датчиками, установленными на двух концах трубопровода. Если измерить с помощью 2-х канального анализатора взаимно-корреляционную функцию (далее по тексту - функцию кросскорреляции), то в этом случае можно определить разницу (задержку) по времени распространения сигнала от утечки до одного и до второго датчика.

Задержка определяется по максимуму функции кросскорреляции сигналов, измеренных датчиками. При известной скорости распространения сигнала (звука) по трубе и, зная расстояние между датчиками (колодцами, в которые они установлены), можно точно определить место расположения утечки с помощью элементарного расчета по формуле

,(3.5)

гдеL - расстояние между датчиками, м;

v - скорость распространения звука в трубе, м/с;

t - задержка по времени, определенная по максимуму функции кросскорреляции сигналов, измеренных двумя датчиками, с;

L_1,2 - расстояние от утечки до одного (1) или другого (2) измерительного датчика, м.

Знак ± определяется тем, до какого из 2-х датчиков определяется расстояние от утечки, первого или второго.

Точность определения места утечки с помощью данного метода зависит от точности измерения временной задержки (точности идентификации максимума кросскорреляционной функции), точности измерения расстояния между датчиками и от точности определения скорости распространения сигнала утечки по трубопроводу.

Первое (c методической точки зрения наиболее важное) определяется совершенством измерительного прибора как электронного устройства и применяемыми в нем алгоритмами программной обработки сигналов. Второе - знанием трассы трубопровода. Третье - отклонениями скорости распространения звука по трубе от её усредненного значения (1200 м/с), которые зависят от материала и способа укладки труб, температуры, давления, природы перекачиваемой жидкости, структуры грунта и других.

При условии корректного проведения измерений и выполнении всех необходимых требований, касающихся данной технологии точность обнаружения и определения мест расположения утечек с помощью корреляционного метода очень высокая [5].

3.5 Волоконно-оптические методы

Волоконно-оптический дифракционный (на брегговских решётках) метод. Волоконная брэгговская решетка - оптический элемент, основанный на периодическом изменении показателя преломления сердцевины или оболочки оптического волокна.

Волоконные решётки изготавливаются путём облучения фоточувствительного одномодового волокна интенсивным излучением УФ-лазера. Два луча лазера сбиваются таким образом, чтобы волокно оказалось в зоне интерференции (рисунок3.1).

Рисунок 3.1 - Волоконно-оптический дифракционный метод

В местах экспонирования коэффициент преломления необратимо увеличивается и в волокне, таким образом, формируется периодическая структура полос с чередующимся показателем преломления. Волокно с продольной вариацией показателя преломления называется Брэгговской решёткой. Каждая полоса решётки отражает назад малую часть излучения. Для излучения с длиной волны в два раза большей, чем период решётки, отражённые лучи складываются в фазе и в результате появляется отражённый световой сигнал с интенсивностью 1..99% от интенсивности падающей волны и очень узкой спектральной полосой (рисунок 3.2). Условия усиления отражённого света на определённой длине волны называются брэгговскими условиями, я длина волны на которой это происходит называется брэгговской длиной волны. Для всех остальных длин волн брэгговская решётка практически прозрачна. Брэгговская длина волны и коэффициент отражения решётки могут быть заданы с большой точностью в процессе изготовления решётки. Эти параметры должны оставаться постоянными на протяжении всего срока эксплуатации решётки. С другой стороны брэгговская длина волны зависит от температуры и натяжения волокна.

Рисунок 3.2 - Коэффициент передачи в зависимости от длины волны

Для телекоммуникационной целей такая нестабильность параметров решёток вредна и должна быть скомпенсирована. Однако этот эффект нашёл очень интересное применение в пассивных волоконно-оптических датчиках, где по изменению длины волны отражённого сигнала можно судить о температуре или величине приложенной нагрузки. Помимо простых отражательных решёток, которые служат в качестве узкополосного фильтра, отражая излучение с брэгговской длиной волны и пропуская практически без затухания излучение на других длинах волн, изготавливаются широкополосные отражательная решётка, отражающие излучение в спектральной полосе шириной в несколько нанометров, а также решётки смешения мод в которых происходит преобразование модового состава излучения.

Основные области применения волоконных брэгговских решёток:

— оптические частотные мультиплексоры для телекоммуникационных систем;

— перестраиваемые и фиксированные узкополосные фильтры;

— компенсаторы дисперсии в волоконно-оптических линиях связи;

— частотно-селективные ответвители и устройства вывода света из волокна;

— лазерные диоды с брэгговской решёткой в качестве внешнего отражателя;

— в усилителях на базе волокна с добавками эрбия (Erbium Doped Fiber Amplifier, EDFA);

— мультиплексные пассивные волоконно-оптические датчики.

В волоконно-оптических датчиках на основе брэгговских решёток измеряемая величина (температура или механическое напряжение) преобразуется в смещение брэгговской длины волны. Система регистрации преобразует смещение длины волны, отражённой брэгговской решёткой, в электрический сигнал. Чувствительный элемент такого датчика не содержит электронных компонент и поэтому он является полностью пассивным, что означает возможность использовать его в зоне повышенной взрывоопасности, агрессивности, сильных электромагнитных помех. На одно волокно может быть установлено множество брэгговских решёток, каждая из которых даёт отклик на собственной длине волны. В этом случае вместо точечного датчика мы получаем распределённую систему регистрации с мультиплексированием по длине волны. Использование длины волны света в качестве информационного параметра делает датчик нечувствительным к долговременным дрейфам параметров источника и приёмника излучения, а также случайным затуханиям оптической мощности в волокне [6].

Датчики на основе Рамановского рассеяния.

Эффект вынужденного комбинационного рассеяния (ВКР) обусловлен присутствием в среде термических молекулярных колебаний. Соответственно, отраженный (Рамановский) сигнал содержит информацию о температуре в точке рассеяния. Рамановское излучение состоит из двух спектральных компонент, смещенных по частоте относительно исходного сигнала. Амплитуда антистоксовой компоненты сильно зависит от температуры волокна, в то время как амплитуда стоксовой компоненты практически не зависит от температуры. Эти две частоты выделяются из отраженного сигнала с помощью фильтрации, после этого находится отношение их спектральных интенсивностей, которое и позволяет определить температуру в точке рассеяния. Поскольку мощность Рамановского излучения очень мала, в качестве чувствительного элемента используются многомодовые волокна с большой апертурой. Такие волокна обладают высоким коэффициентом затухания, и длина ВОК, таким образом, ограничена величиной 10 км.

На рисунке 3.3 схематично представлен спектр рассеянного излучения при прохождении по световоду узкополосного оптического сигнала. Изменение температуры волокна влияет на спектральные компоненты как Рамановского, так и Бриллюэновского рассеяния в нем.

Датчики на основе рассеяния Мандельштама-Бриллюэна.

Бриллюэновское рассеяние в световодах возникает в результате взаимодействия излучения с акустическими волнами (звуковыми волнами) гигагерцового диапазона. Этот эффект можно рассматривать как дифракцию света на движущейся решетке, созданной акустической волной. Таким образом, отраженный сигнал испытывает доплеровский сдвиг по частоте, поскольку решетка движется со скоростью звука. Скорость звука напрямую связана с плотностью материала и зависит как от его температуры, так и от внутреннего механического напряжения. В результате величина частотного Бриллюэновского сдвига несет информацию о температуре и напряжении в точке рассеяния.

Таким образом, в датчиках на основе РМБ измеряется частота, в датчиках на основе ВКР - интенсивность отраженного сигнала. Частотные измерения можно осуществить с высокой точностью, в то время как интенсивность рассеянного излучения подвержена случайным флуктуациям. Поэтому ВОДТ, использующие эффект РМБ, обладают лучшей точностью и стабильностью во времени.

Рисунок 3.3 - Влияние температуры на спектр рассеянного излучения при прохождении по световоду узкополосного оптического сигнала

Эффект РМБ может значительно усиливаться, если в световод наряду с основным сигналом (сигналом накачки) ввести так называемый пробный сигнал. При выполнении условия резонанса, когда разность частот излучения накачки и пробного сигнала в точности равна Бриллюэновскому сдвигу частоты, мощность рассеянного излучения существенно усиливается (эффект вынужденного рассеяния Мандельштама-Бриллюэна (ВРМБ)). Частота пробного сигнала, при которой выполняется условие резонанса, зависит от температуры и внутреннего механического напряжения в оптическом волокне. За счет увеличения мощности рассеянного сигнала улучшается отношение сигнал-шум в выходных данных. Это, в свою очередь, значительно снижает время измерения температуры в точке рассеяния.

В датчиках, основанных на эффекте РМБ, применимы только одномодовые световоды. Определение места, в котором измеряется температура, происходит на основе технологии, схожей с применяемой в радарных установках (рефлектометрия). В световод запускаются лазерные импульсы, и характеристики рассеянного излучения записываются как функции времени. При известном значении скорости света можно вычислить температуру волокна в зависимости от расстояния (температурный профиль). Пространственное разрешение таких измерений определяется длительностью импульса (например, импульсы длительностью 10 нс задают точность измерения расстояния, равную 1 м). Благодаря высокому значению скорости света, в течение 1 секунды можно измерить распределение температуры в кабеле длиной несколько километров.

Рамановские датчики, как уже было сказано ранее, хорошо работают с многомодовыми волокнами, но длина контролируемого участка кабеля ограничена величиной порядка 10 километров. В Бриллюэновских датчиках используются только одномодовые волокна, что позволяет охватывать измерениями кабеля длиной до 50 километров [6]. Оба вида датчиков позволяют определять температуру с точностью лучше 1 °С при правильно заданном времени измерения. Датчики на основе ВРМБ лучше подходят для быстрых измерений, поскольку обладают большим соотношением сигнал-шум.

Бриллюэновские датчики позволяют измерять распределение температуры и механического напряжения в волокне, в то время как Рамановские - только распределение температуры.

Волоконно-оптический на основе виброакустического мониторинга.

В основе данного метода лежит использование принципа рефлектометрии оптоволоконного кабеля. В данном случае оптоволоконный кабель играет роль распределенного датчика виброакустических возмущений окружающей среды.

Примененные технологии позволили получить и использовать новое качество - фазовую чувствительность оптического волокна к внешним воздействиям. Использование рефлектометрического принципа (сродни радиолокационному) позволяет однозначно с высокой точностью определять место и тип воздействия.

Действие системы основано на изменении положения световода, проложенного вдоль контролируемого объекта. Фактически, чувствительным элементом системы является сам световод, при этом одна такая система заменяет множество точечных датчиков [7].

3.6 Контроль давления в изолированных секциях

Метод основан на измерении скорости падения давления в секциях между задвижками при наличии утечки в процессе гидравлических испытаний трубопровода. Участки трубопровода между закрытыми задвижками выдерживают под повышенным давлением в течении 15 мин. Если давление в каждой секции сохраняется, то утечка отсутствует. Если же давления в каких0дибо секциях изменяются и предполагаемые утечки составляют более 0.5 м3/ч, то переходят к испытаниям по методу дифференциальных давлений.

Недостаток данного метода в том, что он не является методом непрерывного контроля, а может использоваться лишь периодически. Кроме того, для осуществления проверки требуется полная остановка трубопровода [8].

3.7 Метод дифференциальных давлений

Метод основан на постоянстве градиента перепада давлений в смежных секциях при отсутствии утечек и в условиях температурного равновесия нефти с окружающей средой. Для применения данного метода нефтепровод останавливают, создают в нем повышенное давление и закрывают полностью все задвижки.

С помощью высокочувствительных дифференциальных манометров, установленных на задвижках, контролируют изменения во времени разностей давления в смежных секциях.

При отсутствии утечек эти разности связаны друг с другом простыми соотношениями. Если скорости изменения разностей давления в смежных секциях противоречат установленным соотношениям, то определяются секции, в которых возможна утечка нефти.

Недостаток данного метода в том, что он не является методом непрерывного контроля, а может использоваться лишь периодически. Кроме того для полного цикла испытаний требуется длительное время от 3 до 10 суток [8].

3.8 Акусто-эмиссионный метод

Метод основан на регистрации высокочувствительными пьезоэлектрическими датчиками, расположенными на контролируемом участке трубопровода, сигналов акустической эмиссии от напряженного состояния стенки трубопровода, микротрещин от утечек жидкости.

Для определения местонахождения утечек нефти или нефтепродукта методом акустической эмиссии трубопровод нагружается повышенным внутренним давлением (на 10 % выше рабочего) или внешним нагружением (например, создают изгибающий момент с помощью проезда по трассе над трубопроводом тяжелого автотранспорта).

Производительность обследования по данному методу зависит от погодных и климатических условий; метод неприменим на трубопроводах, пролегающих в труднодоступной местности.

Метод акустической эмиссии как стандартный неразрушающий метод контроля в настоящее время находит широкое применение во многих отраслях техники как за рубежом, так и в нашей стране.

К недостаткам данного метода можно отнести то, что для обследования трубопроводов большой протяженности требуется значительное количество времени [9].

3.9 Электромагнитный метод контроля

Сущность изобретения: возбуждают поверхности электромагнитной волной, распространяющейся по телу трубопровода (ТП). По изменению параметров прошедшей и отраженной волн судят о состоянии ТП. Контроль проводят в два этапа. На первом этапе увеличивают внешний радиус поля волны и соответственно охватываемый объем контроля и направляют распространение волны вдоль тела ТП. По изменению параметров прошедшей и отраженной волн проводят идентификацию среды и сравнивают с нормативной. На основе полученных данных об изменении состояния состава среды устанавливают требуемый тип волны, частоту и радиус внешнего поля, соответствующие контролируемым средам и их объемам на трассе ТП. На втором этапе проводят уточняющий избирательный контроль по изменению параметров прошедшей и отраженной волн и определяют время, место, объем и качественный состав претерпевшей изменения среды [10].

3.10 Визуальный метод

Основан на непосредственном визуальном контроле трубопровода как посредством обходов, так и с использованием средств видеонаблюдения.

3.11 Ультразвуковая диагностика

Метод основан на звуковом эффекте (в ультразвуковом диапазоне частот), возникающем при истечении жидкости через сквозное отверстие стенке трубопровода. Ультразвуковые волны создают звуковое поле внутри трубопровода, причем интенсивность акустических шумов, создаваемых утечкой, гораздо выше, чем интенсивность аналогичных шумов, создаваемых турбулентным течением жидкости в трубе. Спектр частот, генерируемых утечкой, находится в диапазоне от 200 Гц до 100 кГц. Акустический шум, создаваемый утечкой, улавливается высокочувствительными автономными поточными приборами, пропускаемыми по трубопроводу [11].

3.12 Радиоактивный метод

Изобретение относится к неразрушающему контролю и может найти применение при диагностике состояния магистральных газо- и нефтепроводов в процессе их эксплуатации. Сущность: способ включает перемещение внутри трубопровода снаряда-дефектоскопа, регистрацию его перемещения и излучения радиоактивных индикаторов. В качестве радиоактивных индикаторов используют содержащиеся в транспортируемом продукте природные радионуклиды и радиоактивные продукты их распада, накопившиеся в стенке трубопровода и прилегающем к внешней поверхности трубопровода грунте за время эксплуатации трубопровода. Регистрируют гамма-излучение указанных радионуклидов, выделяют участки поверхности трубопровода с повышенным суммарным уровнем гамма-излучения указанных радионуклидов и вычленяют из суммарного уровня гамма-излучения гамма-излучение короткоживущих изотопов и низкоэнергетическое гамма-излучение радионуклидов. Характер дефекта определяют, сравнивая уровень гамма-излучения короткоживущих изотопов с суммарным уровнем гамма-излучения или/и с уровнем низкоэнергетического гамма-излучения на выделенном участке стенки трубопровода. Технический результат: обеспечение повышенной экологической безопасности инспекции трубопровода и исключение возможности радиоактивного заражения [12].

3.13 Лазерный газоаналитический метод

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

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 чувствительность аппаратуры;

— бесконтактность метода;

— достоверность определения мест утечек.

Недостатки:

— сложность управления и контроль за работой аппаратуры;

— метод неприменим в зимнее время, а также при обнаружении мест утечек низколетучих жидкостей (например, мазутов);

— большая трудоемкость при обследовании трассы с использованием автомобиля [9].

4. Средства диагностики утечек

4.1 Комбинированные системы, использующие метод баланса вещества, анализ профиля давления и метод «волны давления»

О компании. ООО «Энергоавтоматика» создана в марте 1992 года группой специалистов в области управления и технической диагностики ракетных двигателей.

В течение последующих лет основной деятельностью фирмы стало создание программного обеспечения для систем управления трубопроводного транспорта.

Созданные специалистами фирмы программы для моделирования процессов в трубопроводах позволяют учитывать такие факторы как сжимаемость и вязкость, теплообмен и фазовые переходы, изменение свойств перекачиваемого продукта по длине трубы, кавитацию в насосах, помпаж в компрессорах и другие. Область их применения включает системы диагностики утечек, тренажеры операторов нефтепроводов и операторов НПС, моделирование нефте- и газопроводов, трубопроводов для перекачки сжиженных газов (аммиак, ШФЛУ), стабильных нефтепродуктов (бензин, керосин и т.п.), других жидкостей и газов. Математические модели одинаково эффективны как для расчетов установившихся режимов, так и для моделирования динамических процессов, таких как начало перекачки, запуск и останов насосов (компрессоров), функционирования системы управления, различного рода аварийных ситуаций.