Системы обнаружения утечек из трубопроводов

Вид материала

Документы

Содержание 2 Примеры систем обнаружения утечек 2.1 СОУ на базе ультразвуковых расходомеров 2.2 Автоматическая система обнаружения повреждений трубопроводов "WaveControl" Центральный контроллер Локальный контроллер Датчик давления АРМ оператора Линии связи 2.3 Инфразвуковая система мониторинга трубопроводов «ИСМТ»

Подобный материал:

• Изучаемые вопросы: Вопрос 1 Гидравлические испытания трубопроводов системы гидравлики, 25.85kb.
• Программа по специализации «Коррозия и методы защиты магистральных трубопроводов», 12.8kb.
• Информационно-измерительная система для обнаружения и локализации развивающихся трещиноподобных, 300.13kb.
• "Инструкция по радиографическому контролю сварных соединений трубопроводов различного, 1483.88kb.
• Трубокабелеискатель тки-03 Руководство по эксплуатации содержание, 61.37kb.
• А. Ю. Попов научный руководитель А. П. Елохин,, 98.13kb.
• Предложены критерии качества алгоритмов обнаружения смены состояния в динамических, 90.6kb.
• Контроль качества сварных соединений трубопроводов стальных, из полимерных материалов,, 375.15kb.
• Российский Союз Нефтегазостроителей росснгс сварка магистральных трубопроводов высокого, 320.61kb.
• Пособие по технологии и организации сооружения трубопроводов систем газоснабжения сельских, 2066.46kb.

СИСТЕМЫ ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК ИЗ ТРУБОПРОВОДОВ

1 Методы выявления утечек

1.1 В настоящее время в системах обнаружения утечек (СОУ) используются в основном следующие методы:

• по профилю давления;
  
• объемно-балансовый;
  
• метод акустической эмиссии.
  

1.2 Метод выявления утечек по анализу профиля давления основан на моделировании распределения давления вдоль трубопровода и статистическом анализе.

При появлении утечки расход на участке до места утечки становится больше первоначального расхода на этом участке, а расход на участке после места возникновения утечки становится меньше первоначального расхода. Поэтому перепад давления на участке до места утечки увеличивается, а после утечки уменьшается, что приводит к появлению излома в приведенном профиле давления.

Данный метод работает только в стационарном режиме, так как многие факторы вызывают похожие изменения.

Существенным недостатком данного метода является его низкая точность и наличие ложных срабатываний.

Для уменьшения ложных срабатываний отклонения должны быть зафиксированы как минимум в двух соседних точках. Для этих же целей используется «усредненный» профиль распределения давления, который является квазистационарным профилем. Этот профиль получается в результате специальной фильтрации давления в точках трубопровода. «Усредненный» профиль давления не является постоянным. Он изменяется, но медленнее, чем реальное давление, что приводит к увеличению времени обнаружения утечек.

Данный метод из-за неспособности обнаружения небольших утечек и большой погрешности при определении координаты места утечки в настоящее время в основном используется только совместно с другими методами.

1.3 Объемно-балансовый метод контроля основан на том, что при образовании утечки расход на входе становится больше расхода на выходе. Кроме того, в этом методе учитывается также количество газа в самой трубе, которое при образовании утечки уменьшается.

Для реализации этого метода необходимо измерять расход на концах контролируемого участка с помощью высокоточных приборов.

Параметром контроля газопровода при объемно-балансовом методе является не давление потока, а нормализованный расход газа через сечение трубы, то есть, по сути, сохранение количества перекачиваемого газа. Контроль участка газопровода осуществляется путем вычислений разности нормализованных объемов газа, входящих и выходящих из участка газопровода между двумя локальными расходомерами. Расход объемного баланса по участкам позволяет определять возможное место утечки в газопроводе только с точностью до участка.

Этот метод позволяет диагностировать, как быстро развивающиеся разрывы в трубе, так и медленно развивающиеся утечки. Метод позволяет диагностировать утечки на больших участках трубопровода между расходомерами. Минимальная величина диагностируемой утечки определяется в первую очередь погрешностью измерения расхода и при имеющихся в настоящее время средствах измерения расхода находится на уровне 0,5-1%. Метод не позволяет определять координату утечки.

Точность метода зависит от точности расходомеров. Невозможно обнаружить утечку, которая меньше, чем погрешность измерения расхода. В данном случае абсолютно не имеет значения абсолютная величина погрешности измерения, а только относительная погрешность одного прибора относительно другого.

1.4 Метод анализа акустической эмиссии является лидирующим среди методов автоматического обнаружения утечек трубопроводов.

Метод акустической эмиссии основан на регистрации и анализе акустических волн, возникающих в процессе пластической деформации и разрушения (роста трещин) трубопровода, а также при истечении рабочего тела (жидкости или газа) через сквозные отверстия в контролируемом объекте.

Для приема сигналов акустической эмиссии применяются пьезоэлектрические преобразователи и быстродействующие измерители давления.

Преимуществами данного метода являются:

• высокая чувствительность к растущим дефектам;
  
• малое время обнаружения;
  
• высокая точность определения координат места утечки;
  

Недостатком метода является трудность выделения сигнала акустической эмиссии на фоне шумов и помех. Для повышения помехоустойчивости и уменьшения количества ложных срабатываний применяются специальные алгоритмы обработки принимаемых сигналов.

2 Примеры систем обнаружения утечек

2.1 СОУ на базе ультразвуковых расходомеров

Общая структура предусматривает использование локальных измерительных станций, соединенных с рабочей станцией СОУ, которая выполняет централизованный мониторинг и управление всей системой.

Данная СОУ комбинирует в себе традиционный подход, основанный на мониторинге давления в газопроводе и его отводах, а также объемно-балансовый метод, заключающийся в непрерывном контроле сохранения баланса поступающего и транспортируемого объемов газа в участке газопровода.

Газопровод разбивается на участки. Вход и выход каждого участка, а также отводы оснащаются локальными измерительными станциями, передающими в систему телемеханики информацию о характеристиках потока. Верхний программный уровень сводит баланс газа с учетом информации о режиме компримирования. Вся информация о текущем состоянии газопровода и прогнозах, выдаваемых системой, представляется на экране оператора.

Локальная станция представляет собой систему измерения расхода газа на базе ультразвуковых расходомеров с накладными датчиками Controlotron 1010 GC. Локальные станции обеспечивают измерение расхода с точностью коммерческого учета (0,5-0,8 % от расхода).Связь между рабочей станцией СОУ и локальными станциями может быть установлена посредством различных линий связи.

Преимуществами ультразвуковых накладных расходомеров являются:

• монтаж ультразвукового расходомера с накладными датчиками может быть осуществлен без остановки технологического процесса газопровода;
  
• отсутствие контакта с измеряемым потоком, благодаря чему параметры расходомера не изменяются во времени из-за абразивных воздействий потока и его работа не вызывает потерь давления, т. е. по эксплуатационным затратам это самый экономичный расходомер;
  
• при установке накладных датчиков на трубе исключается влияние на профиль потока, поэтому отсутствует дополнительная погрешность калибровки расходомеров из-за искажения профиля потока;
  
• при установке накладных ультразвуковых датчиков не появляются дополнительные сопротивления в трубе, наличие которых при врезных датчиках служит местом сбора отложений, которые могут привести к блокировке ультразвукового луча;
  
• низкая стоимость установки по сравнению с другими типами расходомеров;
  
• уменьшение эксплуатационных расходов;
  
• возможность подземной установки.
  

Функции системы обнаружения утечек газа:

• определение участка, на котором произошла утечка газа;
  
• количественное определение утечки;
  
• обеспечение оперативного учета газа в режиме реального времени, включая расчет запаса газа и оперативного баланса по газопроводу.
  

Программное обеспечение позволяет контролировать процесс перекачки газа в газопроводе при различных режимах. Основой программного обеспечения СОУ является гидравлическая модель реального времени (МРВ), которая использует численные методы решения нелинейных уравнений нестационарного движения газа. Модель используется для расчетов как стационарных режимов, так и нестационарных процессов транспорта газа.

Модель состоит из набора модулей, которые описывают процессы газопередачи в элементах газопровода (труба, кран, тройник и т.д.). модель основана на нелинейных уравнениях: уравнение сохранения вещества, уравнение сохранения количества движения и уравнение сохранения энергии. Некоторые зависимости описываются эмпирическими уравнениями. Для достижения наилучшего совпадения с реальным объектом необходимо настраивать модель.

Модель определяет давление, температуру, расход, состав и другие параметры газа как функции времени и координаты. Все параметры могут быть представлены в виде графиков и таблиц на схеме газопровода.

СОУ использует информацию о технологических процессах, которую она получает от SCADA. При этом не требуется установка на трубопроводе какого-либо дополнительного оборудования за исключением расходомеров на входе и выходе контролируемых участков. Система позволяет контролировать весь газопровод во всех технологических режимах, включая переходные.

Использование модели позволяет сократить время от возникновения утечки до ее обнаружения и определять место утечки в реальном времени.

2.2 Автоматическая система обнаружения повреждений трубопроводов "WaveControl"

2.2.1 Производителем автоматизированной системы обнаружения повреждений трубопроводов (СОПТ) «WaveControl®», основанной на анализе акустических эмиссий, является компания ООО «Эл Би Скай Глобал» (г. Москва).

Автоматическая система обнаружения повреждений трубопроводов «WaveControl®» обеспечивает:

• обнаружение утечек продуктов из трубопроводов в режиме реального времени и контроль целостности трубопроводов, проложенных как на суше (подземный и наземный вариант прокладки), так и в водной среде;
  
• интеграцию с системами телемеханики для автоматической изоляции поврежденного участка трубопровода в случае обнаружения утечки;
  
• устойчивую работу и точные показатели работы в сложных климатических условиях;
  
• независимость от влияния переходных процессов, возникающих при включении и выключении компрессорных станций, открытии и закрытии технологических клапанов, а также других помех, включая неустойчивость потока в трубопроводе;
  
• максимальную скорость обнаружения утечек - обнаружение утечки происходит в течение от 30 до 60 секунд;
  
• максимальную точность обнаружения места утечки - погрешность составляет от 30 до 50 метров;
  
• минимальные размеры обнаруживаемых утечек - система позволяет обнаруживать утечки с диаметром отверстия 3 - 5 мм;
  
• оценку объемов утечки от 1% мгновенного расхода продукта;
  
• чрезвычайно низкое количество ложных срабатываний - не более одного в год. Переходные процессы и внешние воздействия на трубопровод не оказывают влияния на точность работы системы;
  
• простоту установки и эксплуатации. Минимальное количество системообразующего оборудования. Для магистральных трубопроводов акустические датчики размещаются вблизи технологических узлов через каждые 25 - 50 км. Отсутствует необходимость прокладки выделенного коммуникационного кабеля вдоль трубы;
  
• полностью автоматизированную работу системы, не требующую принятия решения оператором;
  
• высокую надежность системы - обработка сигналов и принятие решений происходит на микропрограммном уровне. Программное обеспечение работает на базе контроллеров промышленного исполнения, без использования операционных систем общего пользования.
  

В системе используются уникальные запатентованные алгоритмы анализа акустических шумов, возникающих при возникновении утечки.

2.2.2 Выход продукта, вследствие утечки или врезки в трубопроводе, сопровождается распространением волны акустической эмиссии. Для идентификации волны применяются высокоскоростные датчики давления, снимающие показания с частотой 1000 раз в секунду.

Полученные показания преобразовываются и передаются в локальный контроллер. Локальный контроллер оцифровывает полученные данные и проводит сравнительный анализ соответствия полученных эпюр акустической эмиссии с образцовыми и, в случае превышения установленного значения (порога) корреляции, принимает решение об обнаружении утечки.

Центральный контроллер получает и сравнивает сообщения от локальных контроллеров, вычисляя координату утечки на основании известной скорости звука в перекачиваемом продукте и разности моментов времени прихода этих волн на локальные контроллеры.

СОПТ «WaveControl®» обеспечивает обнаружение утечек в режиме реального времени, и тем самым обеспечивает предупреждение вероятных техногенных катастроф и образование зон экологического бедствия.

2.2.3 Структура СОПТ «WaveControl®» (рисунок 1) включает в себя:

• датчики давления;
  
• локальные контроллеры;
  
• центральные контроллеры;
  
• АРМ(ы) операторов;
  
• линии связи.
  

Как правило, датчики давления размещаются рядом с насосными станциями и активными клапанами контроля потока, а это, чаще всего, участки с высоким уровнем шума. В таких случаях устанавливаются два датчика давления, расположенных друг от друга на расстоянии от 20 до 100 метров. Такие двойные датчики образуют направленный акустический фильтр, отсекающий технологические шумы, с одной стороны, и обнаруживающий сигналы утечек, исходящих из защищенной секции трубопровода.


Р
исунок 1


Основные компоненты СОПТ «WaveControl®» выполняют следующие функции:

КОМПОНЕТ	ФУНКЦИИ
Центральный контроллер	• Обрабатывает информацию, поступающую от локальных контроллеров, и принимает решение о том, что произошла утечка • Анализирует физические данные и обновляет запросы для локальных контроллеров • Использует GPS для синхронизации данных
Локальный контроллер	• Преобразовывает акустические сигналы от аналоговых датчиков давления • Вычисляет корреляцию динамического давления и профиль утечки • Сравнивает корреляцию с порогом • Выполняет диагностику системы • Использует GPS для синхронизации данных • Передаёт данные на центральный контроллер
Датчик давления	• Устанавливается на трубопровод и находится в контакте с продуктом • Преобразует динамический акустический сигнал • Передает преобразованный сигнал в локальный контроллер при помощи 4-20 мА линии связи
АРМ оператора	• Обеспечивает вывод данных о состоянии охраняемого трубопровода для оператора • Выводит соответствующие сообщения о тревоге на дисплее • Поддерживает базу данных системы
Линии связи	• Обеспечивают соединения между центральными и локальными контроллерами

2.2.4 Решения о том, что факт утечки произошел, принимает центральный контроллер на основании информации, полученной от локальных контроллеров. Решения об утечке принимаются, если соблюдены следующие требования:

• более чем один из локальных контроллеров зарегистрировал акустический сигнал утечки;
  
• источник поступления акустического сигнала расположен в защищенном сегменте трубопровода;
  
• полученные тревожные сигналы идентифицированы как утечки при помощи соответствующих алгоритмов обработки данных в центральном контроллере.
  

Рисунок 2 показывает экран диспетчерского компьютера системы «WaveControl®» в момент регистрации факта утечки. Местоположение утечки указывается красным символом «мишени» непосредственно на топографической схеме трубопровода. Время и километраж утечки (исчисляется от начала трубопровода) указан в красном прямоугольнике.

Рисунок 2


2.2.5 Сигнал об утечке распространяется в обоих направлениях по трубопроводу и далее регистрируется датчиками. Локализация утечки определяется в момент поступления акустического сигнала от двух смежных датчиков.

Что бы локализовать место утечки необходимо вычислить время прохождения акустического сигнала от места утечки до одного или другого датчика (рисунок 3 показывает алгоритм вычисления местоположения утечки в трубопроводе).

Местоположение утечки вычисляется при помощи формулы X = L / 2 + 1 / 2 (T1 - T2) * V:

• если T1 = T2, то утечка расположена в середине трубопровода;
  
• если T1< T2, то утечка расположена левее середины трубопровода;
  
• если T1> T2, то утечка расположена правее середины трубопровода.
  

Рисунок 3

2.2.6 Среднее время, необходимое системе «WaveControl®» для обнаружения утечки и ее локализации составляет от 30 до 60 секунд. Максимальное время, требуемое для обнаружения утечки – сумма из следующих составляющих:

• время прохождения акустического сигнала от места возникновения утечки до самого дальнего участка защищенного трубопровода. Оно равняется расстоянию между соседними участками защищенного трубопровода, разделенными на акустическую скорость в трубопроводе.
  
• время, необходимое центральному контроллеру, чтобы проверить данные, поступающие со всех локальных контроллеров и вычислить местоположение утечки.
  

2.2.7 Минимальный размер утечки, который может обнаружить система «WaveControl®», зависит от следующих факторов:

• динамического давления в трубопроводе;
  
• расстояния и расположения датчиков от места утечки;
  
• уровня фоновых шумов в трубопроводе;
  
• свойств продукта.
  

2.3 Инфразвуковая система мониторинга трубопроводов «ИСМТ»

2.3.1 Инфразвуковая система мониторинга трубопроводов «ИСМТ» разработана НПФ «ТОРИ» (Новосибирск) и применяется для нефтепроводов, продуктопроводов и газопроводов.

В системе «ИСМТ» используется метод регистрации инфразвуковых колебаний, которые, как показали исследования, распространяются внутри трубопровода на большие расстояния. Благодаря слабому затуханию инфразвуковых волн эта система способна обнаружить утечку из трубопровода, механическое воздействие на стенку трубы, источники "шума", формирующиеся на значительном удалении от места регистрации.

Основные функции:

• обнаружение утечек (определяются местоположение и интенсивность утечек из трубопровода);
  
• локация внутритрубных устройств (непрерывный дистанционный контроль местоположения, измерение скорости движения, определение расчётного времени прихода очистных устройств, диагностических снарядов, поршней-разделителей, других устройств);
  
• видеонаблюдение в местах установки оборудования на трубопроводе;
  
• регистрация геометрических дефектов стенки трубопровода.
  

В перспективе предполагается осуществлять регистрацию предвестников разгерметизации трубопровода.

Результаты работы отображаются в реальном масштабе времени на дисплее компьютера диспетчера управления трубопроводом с привязкой к географической карте, технологическим схемам, картам высотного положения трубопровода над уровнем моря. Минимальный масштаб карт: 1 м в 1 см позволяет получить максимально возможную детализацию.

Основные преимущества:

• чувствительность к утечкам от 10 до 75 раз превышает лучшие мировые аналоги;
  
• регистрируются утечки с предельно низкой интенсивностью, не вызывающие падение давления в трубопроводе;
  
• многофункциональность;
  

Основные характеристики:

• чувствительность обнаружения утечек для трубопроводов с жидкими продуктами: 6 л/мин или 0,04 % от текущей производительности. Регистрируются утечки через отверстия с диаметром 2 мм, протяжённые отводы с малым диаметром, а также утечки с предельно низкой интенсивностью без падения давления в трубопроводе. Обеспечивается низкая вероятность ложных срабатываний при изменении режимов перекачки, включении и выключении насосов, переключении задвижек а также при других внешних воздействиях;
  
• точность обнаружения утечек: от ± 12 м до ± 50 м. Время обнаружения утечек: от 1 мин до 4 мин;
  
• точность сопровождения внутритрубных устройств: ± 30 м при остановке, ± 100 м при движении;
  
• точность измерения местоположения дефектов, врезок: ± 0,1 м;
  
• автоматическая самодиагностика.
  

2.3.2 Система «ИСМТ» включает:

• модули первичного сбора и обработки данных типа МПП и МОПС, монтируемые на трубопроводе;
  
• систему транспорта данных;
  
• программное обеспечение, устанавливаемое на компьютере диспетчера участка трубопровода (компьютере управления);
  

На рисунке 4 показана схема построения системы «ИСМТ» для участка с четырьмя трубопроводами.




Рисунок 4

Архитектура построения системы «ИСМТ» позволяет практически неограниченно наращивать число подключаемых участков, обеспечивая контроль разветвлённой сети трубопроводов с помощью одного компьютера управления. На компьютере при этом появляется соответствующая географическая карта сети трубопроводов с индикацией состояний контролируемых функций на каждом из её участков. Такой интерфейс позволяет максимально разгрузить диспетчера. При появлении информации для одного из контролируемых участков система «ИСМТ» оповещает диспетчера световым и, при необходимости, звуковым сигналом.

2.3.3 Система транспорта данных является законченным аппаратно-программным комплексом, встроенным в систему «ИСМТ», обеспечивающим передачу данных от модулей первичного сбора и обработки данных до компьютера управления. Система транспорта настраивается на передачу данных по одному из следующих каналов:

• оптоволоконный канал связи;
  
• радиоканал (GPRS);
  
• канал телемеханики (реализованы нескольких широко используемых протоколов связи);
  
• телефонная линия;
  
• физическая двухпроводная линия;
  
• УКВ — радиоканал;
  
• спутниковый канал.
  

2.3.4 Программное обеспечение (ПО) «ИСМТ» состоит из трёх уровней. Первый уровень обеспечивает работу модулей МПП, установленных на трубопроводе, и транспорт данных в модули МОПС. Второй уровень ПО обеспечивает обработку данных и транспорт результатов обработки от модулей МОПС до компьютера управления. Третий уровень ПО отвечает за отображение полученной информации на компьютере управления (рисунок 5)

На компьютере управления в главном диалоговом окне на географической карте отображаются:

• местоположения движущихся в трубопроводе внутритрубных устройств;
  
• координаты несанкционированных врезок или утечек продукта перекачки, а также другие, требуемые по техническому заданию на разработку, параметры.
  

Рисунок 5

2.3.5 С целью обеспечения надежной, бесперебойной работы оборудования и сокращения затрат на его обслуживание имеются аппаратно-программные средства диагностики «ИСМТ», которые позволяют:

• выполнять непрерывно во времени автоматическую самодиагностику и предсказывать появление неисправностей. Используемая при этом система контроля архивирует необходимые параметры в энергонезависимую память. Интерфейс оператора системы оперативно отображает данные самодиагностики с подробной инструкцией по устранению неисправностей;
  
• получать оператору системы результаты диагностики, запустив задачу «Диагностика оборудования»;
  
• выполнять разработчику дистанционно в рамках гарантийного обслуживания и технической поддержки диагностику с использованием доступных каналов связи без выезда на объект.
  

При диагностике и самодиагностике «ИСМТ» осуществляется проверка модулей МПП по независимым параметрам, что позволяет локализовать неисправность внутри модуля по отдельным его блокам.

Для модуля МОПС контролируются:

• температура внутри шкафа;
  
• состояние вентилятора охлаждения шкафа;
  
• напряжение на выходе блока питания 5В;
  
• состояние нагревателя шкафа;
  
• температура процессора;
  
• частота вращения вентилятора процессора;
  
• напряжения платы процессора +5В, +12В;
  
• состояние накопителя данных с прогнозом времени работоспособности;
  
• состояние аккумуляторной батареи;
  
• гистограмма внешнего напряжения питания 220В;
  
• состояние системы охраны;
  
• температура спутниковой антенны.
  

Задача «Диагностика оборудования» имеет инструкцию по устранению неисправностей со свойствами интеллекта: после получения данных диагностики от модулей, установленных на линейной части трубопровода, анализируется причина обнаруженной или прогнозируемой неисправности и предлагаются варианты её устранения.

3 Заключение

3.1 Все существующие СОУ разработаны для применения на магистральных трубопроводах, имеющих большую протяженность, и не учитывают особенности трубопроводов промышленных предприятий (большое количество разветвленных трубопроводов при небольшой протяженности).

3.2 Используемое в существующих СОУ оборудование имеет высокую стоимость. Например, стоимость одного комплекта ультразвукового расходомера составляет около 55 тысяч долларов. Из-за особенностей промышленных трубопроводов стоимость таких систем будет очень высокой.