Комбинированная гидроакустическая система обнаружения утечек нефтепродуктопровода

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано в системах определения места утечки нефтепродуктов в нефтепродуктопроводах, а также определения мест течи и разгерметизации в труднодоступных местах нефтепродуктопроводов. Система обнаружения утечек нефтепродуктопровода содержит центральный сервер мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, соединенный в, по меньшей мере, одну информационно-вычислительную локальную сеть с, по меньшей мере, двумя расположенными вдоль нефтепродуктопровода блоками обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе, которые размещены в соответствующих, по меньшей мере, двух пунктах мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода. Каждый блок обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе содержит контроллер, аналого-цифровой преобразователь, узел фильтрации сигналов. В каждый блок входят, по меньшей мере, один датчик избыточного давления, и, по меньшей мере, один гидрофон, расположенный с возможностью контакта с перекачиваемым по нефтепродуктопроводу жидким нефтепродуктом. Выходы датчика избыточного давления и гидрофона соединены через узел фильтраций сигналов со входом аналого-цифрового преобразователя, соединенного выходами со входами контроллера. Контроллер выполнен с возможностью подключения выходами к информационно-вычислительной локальной сети. Результатом использования изобретения является высокая чувствительность к утечкам, вызванным несанкционированными врезками, малое время детектирования утечки, высокая точность локализации места утечки (врезки), отсутствие ложных сигнализаций об утечке. 10 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано в системах определения места утечки нефтепродуктов в нефтепродуктопроводах, а также определения мест течи и разгерметизации в труднодоступных местах нефтепродуктопроводов.

Известны акустические системы обнаружения утечки (СОУ) в трубопроводе, осуществляющие способ обнаружения утечки, включающий прием акустических сигналов от шума течи двумя датчиками, расположенными вдоль трубопровода, преобразование акустических сигналов в электрические сигналы, усиление, фильтрацию, обработку электрических сигналов и определение места течи по разности времен прибытия акустических сигналов к двум датчикам. В частности, известна система обнаружения утечки в трубопроводе, содержащая n измерительных каналов, каждый из которых состоит из последовательно соединенных блока акустических преобразователей, блока усиления, выход которого соединен с первым входом блока фильтрации, блока аналого-цифрового преобразования, а также содержит блок управления (RU 2221230 C1, опубл. 10.01.2004).

Акустические СОУ имеют ряд недостатков, к ним относятся:

1) Высокий уровень ложных срабатываний при изменении режимов работы нефтепродуктопровода и внешних сейсмоакустических воздействий на трубопровод различного происхождения. Снижение уровня ложных срабатываний достигается за счет загрубения чувствительности СОУ к малым и коротким по времени утечкам, врезкам и отборам продукта.

2) Снижение чувствительности системы при увеличении объемов перекачки продукта за счет увеличения уровня технологических шумов в трубопроводе.

3) Низкая точность определения объема утечки (в том числе, несанкционированного отбора продукта).

4) Точность определения координаты утечки зависит от сорта перекачиваемого продукта (плотности) и его текущей температуры. В расчетах координаты утечки значение скорости распространения звука в трубопроводе есть постоянная величина для конкретного трубопровода и не учитывает текущие значения плотности и температуры перекачиваемого продукта.

Также известны гидравлические СОУ, реализующие способ обнаружения утечки по ударной волне пониженного давления, образующейся в момент местного разрыва трубопровода, при этом место утечки определяют по разности времени прихода указанных волн на концы контролируемого участка трубопровода. Известна система обнаружения утечки, содержащая датчики давления, установленные в начале и конце контролируемого участка трубопровода. К выходу датчика давления последовательно подключены счетчик времени, вычислительный блок, формирователь кода, сумматор, второй вход которого соединен с выходом генератора модулирующего кода, фазовый манипулятор, второй вход которого соединен с выходом генератора высокой частоты, усилитель мощности и передающая антенна. Пункт контроля содержит измерительный канал и два пеленгационных канала (RU 2190152 C1, опубл. 27.09.2002).

Гидравлические СОУ также имеют недостатки:

1) Низкая чувствительность к малым и медленно развивающимся по времени утечкам (несанкционированным отборам) продукта из-за зашумленности сигналов избыточного давления, передаваемых с контрольных пунктов.

2) Высокий уровень ложных срабатываний при изменении режимов работы нефтепродуктопровода. Снижение уровня ложных срабатываний достигается за счет загрубения чувствительности СОУ, особенно к малым и коротким по времени утечкам, врезкам и отборам продукта.

3) Снижение чувствительности системы при снижении объемов перекачки продукта за счет снижения избыточного давления в трубопроводе.

4) Точность определения координаты утечки зависит от сорта перекачиваемого продукта (плотности) и его текущей температуры. В расчетах координаты утечки значение скорости распространения звука в трубопроводе есть постоянная величина для конкретного трубопровода и не учитывает текущие значения плотности и температуры перекачиваемого продукта.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является высокая чувствительность к утечкам, вызванным несанкционированными врезками, малое время детектирования утечки, высокая точность локализации места утечки (врезки), отсутствие ложных сигнализаций об утечке.

Технический результат достигается за счет реализации двух вышеуказанных способов обнаружения утечки в одной системе, интегрированной в существующую инфраструктуру (колодцы КИП (контрольно-измерительных приборов), ПКУ (пункта контроля и управления), связь, SCADA (supervisory control and data acquisition)) системы диспетчерского контроля и управления магистральным нефтепродуктопроводом.

Указанный технический результат достигается за счет того, что система обнаружения утечек нефтепродуктопровода содержит центральный сервер мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, соединенный в, по меньшей мере, одну информационно-вычислительную локальную сеть с, по меньшей мере, двумя расположенными вдоль нефтепродуктопровода блоками обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе, которые размещены в соответствующих, по меньшей мере, двух пунктах мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, при этом каждый блок обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе содержит контроллер, аналого-цифровой преобразователь, узел фильтрации сигналов, принадлежащие каждому участку нефтепродуктопровода и установленные на нем, по меньшей мере, один датчик избыточного давления, и, по меньшей мере, один гидрофон, расположенный с возможностью контакта с перекачиваемым по нефтепродуктопроводу жидким нефтепродуктом, причем выходы, по меньшей мере, одного датчика избыточного давления и, по меньшей мере, одного гидрофона соединены через узел фильтрации сигналов со входом аналого-цифрового преобразователя, соединенного выходами со входами контроллера, который выполнен с возможностью подключения выходами к, по меньшей мере, одной информационно-вычислительной локальной сети.

Кроме того, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон выполнены взрывозащищенными.

Кроме того, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон выполнены с возможностью подключения к узлам блока обнаружения утечек сигнальными кабелями по схеме с двойным экранированием через барьеры искробезопасности.

Указанный выше технический результат достигается также за счет того, что, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон выполнены с возможностью размещения на монтажной конструкции участка нефтепродуктопровода, представляющей собой Г-образный фитинг диаметром не менее 32 мм.

Кроме того, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон выполнены с возможностью размещения на принадлежащем участку нефтепродуктопровода патрубке диаметром не менее 20 мм, соединенном с телом нефтепродуктопровода.

Кроме того, узел фильтрации сигналов содержит, по меньшей мере, один электрический фильтр, выполненный с возможностью выделения заданного диапазона частот.

Кроме того, центральный сервер мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода выполнен с возможностью сбора данных, математической обработки данных, поступающих с, по меньшей мере, одного блока обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе, и архивации данных о состоянии герметичности нефтепродуктопровода за последние, по меньшей мере, 6 месяцев и защиты данных от несанкционированного и непреднамеренного воздействия и осуществления функциональной самодиагностики блоков и узлов системы.

Кроме того, контроллер выполнен с возможностью регистрации фронтов волн пониженного или повышенного давления и принятия решения о наличии утечки на соответствующем участке нефтепродуктопровода.

Указанный выше технический результат достигается за счет того, что, по меньшей мере, два пункта мониторинга состояния герметичности участка нефтепродуктопровода расположены вдоль нефтепродуктопровода на расстоянии 10-30 км друг относительно друга.

Кроме того, по меньшей мере, один датчик избыточного давления выполнен с возможностью интегрирования сигнала в течение времени, значение которого равно менее 20 мс.

Кроме того, по меньшей мере, один пункт мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, расположенный вблизи насосной станции, снабжен, по меньшей мере, одной группой датчиков избыточного давления и, по меньшей мере, одной группой гидрофонов, которые установлены на удалении от нее на расстоянии, по меньшей мере, 100-300 м, обеспечивающем снижение помеховой гидроакустической составляющей в нефтепродуктопроводе, возникающей при работе агрегатов насосной станций.

Сущность изобретения поясняется на фиг.1, 2, где на фиг.1 показана блок-схема системы обнаружения утечек нефтепродуктопровода, на фиг.2 приведено изображение на экране дисплея центрального сервера мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, которое иллюстрирует текущую ситуацию на нефтепродуктопроводе и способствует принятию решения о наличии утечек.

На фиг.1 показаны блоки обнаружения утечки на нефтепродуктопроводе, каждый из которых включает, по меньшей мере, один датчик 1 избыточного давления, по меньшей мере, один гидрофон 2 (акустический датчик), узел 3 фильтрации сигналов, аналого-цифровой преобразователь 4, контроллер 5. При этом узлы 1-5 образуют блок обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе. Также на фиг.1 показаны, по меньшей мере, одна информационно-вычислительная локальная сеть 6 и центральный сервер 7 мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, который может обслуживать несколько локальных сетей 6.

При этом центральный сервер 7 мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода соединен в, по меньшей мере, одну информационно-вычислительную локальную сеть 6 с, по меньшей мере, двумя расположенными вдоль нефтепродуктопровода блоками обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе, которые размещены в соответствующих, по меньшей мере, двух пунктах мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода (на фиг.1 не показаны). На каждом участке нефтепродуктопровода установлены, по меньшей мере, один датчик 1 избыточного давления, и, по меньшей мере, один гидрофон 2, расположенный с возможностью контакта с перекачиваемым по нефтепродуктопроводу жидким нефтепродуктом, причем выходы, по меньшей мере, одного датчика 1 избыточного давления и, по меньшей мере, одного гидрофона 2 соединены через узел 3 фильтрации сигналов со входом аналого-цифрового преобразователя 4, соединенного выходами со входами контроллера 5, который выполнен с возможностью подключения выходами к, по меньшей мере, одной информационно-вычислительной локальной сети 6.

Датчики 1 избыточного давления и гидрофоны 2 выполнены взрывозащищенными.

Датчики 1 избыточного давления и гидрофоны 2 выполнены с возможностью подключения к узлам блока обнаружения утечек сигнальными кабелями по схеме с двойным экранированием через барьеры искробезопасности.

Датчик 1 избыточного давления и гидрофон 2 выполнены с возможностью размещения на монтажной конструкции участка нефтепродуктопровода, представляющей собой Г-образный фитинг диаметром не менее 32 мм.

Также датчик 1 избыточного давления и гидрофон 2 выполнены с возможностью размещения на принадлежащем участку нефтепродуктопровода патрубке диаметром не менее 20 мм, соединенном с телом нефтепродуктопровода.

Узел 3 фильтрации сигналов содержит, по меньшей мере, один электрический фильтр, выполненный с возможностью выделения заданного диапазона частот.

Центральный сервер 7 мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода выполнен с возможностью сбора данных, математической обработки данных, поступающих с, по меньшей мере, одного блока обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе, и архивации данных о состоянии герметичности нефтепродуктопровода за последние, по меньшей мере, 6 месяцев и защиты данных от несанкционированного и непреднамеренного воздействия и осуществления функциональной самодиагностики блоков и узлов системы (см. фиг.2),

Контроллер 5 выполнен с возможностью регистрации фронтов волн пониженного или повышенного давления и принятия решения о наличии утечки на соответствующем участке нефтепродуктопровода.

По меньшей мере, два пункта мониторинга состояния герметичности участка нефтепродуктопровода расположены вдоль нефтепродуктопровода на расстоянии 10-30 км друг относительно друга (на фиг.1 не показаны).

По меньшей мере, один датчик 1 избыточного давления выполнен с возможностью интегрирования сигнала в течение времени, значение которого равно менее 20 мс.

По меньшей мере, один пункт мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, расположенный вблизи насосной станции снабжен, по меньшей мере, одной группой датчиков избыточного давления и, по меньшей мере, одной группой гидрофонов, которые установлены на удалении от нее на расстоянии, по меньшей мере, 100-300 м, обеспечивающем снижение помеховой гидроакустической составляющей в нефтепродуктопроводе, возникающей при работе агрегатов насосной станции (на фиг.1 не показаны).

Ниже раскрывается предпочтительный вариант данной системы.

Система обнаружения утечек нефтепродуктопровода функционирует следующим образом. В основе работы системы находится возможность применения двух способов обнаружения утечек, основанных на одном и том же гидродинамическом эффекте при истечений продукта (утечки) из области высокого давления в область низкого давления. Первый эффект связан с возникновением и распространением в обе стороны от места утечки акустических волн давления (волнового упругого поля). Второй эффект связан с возникновением и распространением в обе стороны от места утечки отрицательной волны статического (избыточного) давления. При этом происходит обнаружение утечки по волнам нижнего акустического и инфразвукового диапазонов, регистрируемых при помощи гидрофонов, образующихся во время истечения жидкости из области высокого в область низкого давлений и распространяющихся в обе стороны от места истечения. При помощи взаимнокорреляционного преобразования сравниваются данные с соседних гидрофонов, и в случае появления утечки на функции взаимной корреляции возникает максимум, по временной координате которого высчитывается координата утечки на местности. Также происходит обнаружение утечки по отрицательной волне давления, регистрируемой при помощи высокочувствительных датчиков избыточного давления, появляющейся одновременно с образованием утечки и распространяющейся в обе стороны по нефтепроводу от места истечения.

Таким образом, система работает за счет комплексирования двух физически разных методов обнаружения утечек:

- метода отрицательных ударных волн давления, регистрируемых при помощи датчиков избыточного давления, установленных на фитинге длиной не более 0,5 м и диаметром не менее 20 мм, обладающих малым временем интегрирования (менее 20 мс). Их появлением сопровождается процесс образования утечек. За счет малого времени интегрирования и соответствующей установки на магистральный нефтепродуктопровод удается регистрировать изменения давления с частотой до 50 Гц. Это позволяет с максимальной точностью выделить начало фронта пониженного давления во время образования утечки. При этом координата утечки определяется по разнице времен прихода отрицательных волн давления на ближайшие пункты мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода;

- гидроакустического метода, основанного на регистрации волнового упругого поля при помощи преобразователей переменной составляющей давления (гидрофонов 2), установленных в непосредственном контакте с перекачиваемой жидкостью. Координаты утечки при этом определяются по формуле.

,

где L - координата утечки, D - расстояние между соседними гидрофонами, V - скорость волны, t - временная задержка прихода волны между соседними участками.

Для поиска значения времени вычисляется взаимнокорреляционная функция двух процессов регистрации данных, происходящих в двух гидрофонах 2. Максимум данной функции возникает при наличии утечки на участке, где осуществляется мониторинг, и по своей величине соответствует значению искомого времени t задержки волны.

Данные с первичных преобразователей (датчики 1 и 2) взрывозащищенного исполнения поступают в контроллер 5. Перед этим они проходят первичную обработку, аналого-цифровое преобразование, подготовку к транспортированию по электронным цепям (см. фиг.1).

Данные со всех контроллеров 5 поступают на центральный сервер 7, где они подвергаются последующему дешифрированию, обработке, архивации. При этом в сервере 7 установлена программа, обеспечивающая математическую обработку всех входящих сигналов, принятие решений о наличии/отсутствии утечки, диагностику подключенного оборудования. После обработки информация может отображаться на подключенном дисплее или передаваться в систему диспетчерского контроля и управления (СДКУ) по соответствующему интерфейсу. Центральный сервер 7 является основным вычислительным центром системы, включающей в себя как минимум:

- первичные преобразователи (датчики) взрывозащищенного исполнения, установленные на нефтепродуктопроводе, соединенные экранированным кабелем со шкафом пункта мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода;

- шкаф пункта мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода всепогодного или внутреннего исполнения, устанавливаемый на удалении до 300 м от первичных преобразователей, оборудованный, как минимум, сертифицированными блоками искрозащиты, устройствами защиты от импульсных перенапряжений, контроллером, резервированным источником питания;

- системой связи, обеспечивающей передачу всех необходимых данных между контроллерами 5 и центральным сервером 7;

- центральным сервером 7 мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода;

- программного обеспечения (ПО), обрабатывающего исходные данные.

Центральный сервер 7 (вычислительный модуль) в наилучшем варианте исполнения включает базу текущих параметров системы, систему ограничения доступа к прикладному ПО и архивам, синхронизацию времени по всем контроллерам, обмен данными с СДКУ, хранение базы событий за последние 6 месяцев, возможность функциональной самодиагностики.

Система обнаружения утечек нефтепродуктопровода включает в себя первичные преобразователи (датчик 1 избыточного давления, гидрофоны 2), установленные на нефтепродуктопроводе, сигнальные кабели от первичных преобразователей до пунктов мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровод, линии связи, обеспечивающие транспорт данных между контроллерами 5 и центральным сервером 7.

Работа системы обнаружения утечек нефтепродуктопровода происходит следующим образом.

Датчики 1 избыточного давления и гидрофоны 2, установленные на патрубке диаметром не менее 20 мм, соединенном с телом магистрального нефтепродуктопровода, преобразуют гидравлическое и гидроакустическое давления в пропорциональный электрический сигнал.

Соответствующие контроллеры 5, установленные в шкафах пунктов мониторинга, соединенные с датчиками 1 избыточного давления и гидрофонами 2 при помощи экранированного сигнального кабеля, опрашивают первичные преобразователи с частотой не менее 2,5 кГц. При этом перед входами в контроллеры 5 установлены электрические фильтры, образующие узел 3 фильтраций и позволяющие выделить нужный диапазон частот до аналого-цифрового преобразования. Затем производится аналого-цифровое преобразование полученных сигналов и подготавливаются данные для транспортирования, включая метки времени с точностью не хуже 0,1 мс.

После этого предварительно обработанные сигналы поступают в контроллер 5, соответствующий определенному участку нефтепродуктопровода, мониторинг которого осуществляется в режиме текущего времени. Контроллеры 5 устанавливаются в шкаф и размещаются в существующих блок-контейнерах на линейной части нефтепродуктопровода. Контроллеры осуществляют предварительную обработку сигналов акустического и избыточного давлений и обеспечивают единую синхронизацию данных по GPS приемнику. Передача цифровых данных на верхний уровень системы обеспечивается по каналам существующей технологической связи трубопровода. На верхнем уровне передаваемые данные с контроллеров 5 записываются, накапливаются и хранятся. Обработка поступивших данных осуществляется одновременно двумя группами алгоритмов по каждому типу данных (акустическое и статическое давления). Каждая группа алгоритмов имеет несколько (два и более) алгоритмов детектирования утечки. Все значимые функции и результаты работы системы интегрируются в существующую систему диспетчерского контроля и управления (СДКУ, SCADA).

Реализация в составе системы функций измерения фактической скорости звука по корреляции шумов насоса обеспечивает точность определения координаты утечки по обоим способам вне зависимости от сорта и текущей температуры перекачиваемого продукта.

В канале передачи данных применяется потоковый, а не «опрос-ответ» протокол передачи данных типа «up-stream». Это решение обеспечивает непрерывность поступления и анализа данных на верхнем уровне в реальном масштабе времени и исключает возможную потерю данных и искажений в выходных данных алгоритмов детектирования утечки.

Для регистрации и преобразования в электрический сигнал статических волн давления применяется импульсный, с малой постоянной времени отклика (1 мск) датчик статического (избыточного) давления, что обеспечивает выделение спектральных составляющих сигнала давления и позволяет детектировать малые и медленно развивающиеся утечки.

Применение единой жесткой монтажной конструкции для установки группы акустического и статического датчиков давления (фиг.3) позволяет в разы снизить уровень резонансных шумов при измерениях статического давления.

На основе технических решений по потоковой передаче данных и измерения фактической скорости звука в транспортируемой среде в системе реализованы алгоритмы анализа и идентификации волновых процессов в трубопроводе. Это комплексное техническое решение позволило исключить ложные срабатывания системы при технологических переключениях и переходных процессах.

Сигнализация утечки на контролируемом участке формируется на основе отфильтрованных данных детектирования утечки по двум способам (методам). Как минимум 3 из 4-х признаков наличия утечки по двум способам должны показать утечку. Этим достигается высокая точность и достоверность функционирования данной системы обнаружения утечек.

Благодаря применению датчиков давления с постоянной времени менее 20 мс, а также минимизаций электрических наводок на регистрируемую аппаратуру и сигнальные линии, удается существенно повысить точность и достоверность результатов, полученных при функционировании данной системы обнаружения утечек.

Данные с контроллеров 5 передаются на контроллеры 5 соседних участков, где происходит предварительная обработка сигналов: расчет взаимно корреляционной функции между соседними участками, сравнение данных с датчиков 1 избыточного давления, выделение фронтов пониженных/повышенных давлений, принятие предварительного решения о наличии/отсутствии утечки.

Данные со всех контроллеров 5 собираются на центральном сервере 7 посредством локальной сети 6, где происходит основная математическая обработка: расчет корреляционных функций по всему участку, обработка данных давления, построение трендов, работа программы-обнаружителя, работа блока принятия решения о наличии/отсутствии утечки. Полученные результаты либо передаются по интерфейсу на существующую SCADA-систему, либо отображаются в виде мнемосхем, трендов, журналов событий на дисплее монитора оператора, который имеет возможность в ручном режиме проверить все принятые в автоматическом режиме события.

Центральный сервер 7 в наилучшем варианте исполнения имеет функции сбора информации, обработки данных отдельно по гидравлическому и гидроакустическому каналам, ведение журналов событий, ведение архивов событий за последние 6 месяцев, регламентирование по паролям доступа к прикладному программному обеспечению, регламентирование по паролям доступа к базам данных и информационным массивам, защиту информации от несанкционированного и непреднамеренного воздействия, защиту от прямого редактирования данных, функциональную самодиагностику системы, обмен с сервером СДКУ посредством соответствующей технологии (OPC, XML или TASE.2) для получения значений технологических параметров о состоянии технологического оборудования нефтепродуктопровода и передачи информации о зарегистрированной утечке, синхронизацию системного времени контроллеров 5 и сервера 7 от источника точного времени, с точностью не хуже 0,1 с.

Данное изобретение является проектно поставляемой системой и устанавливается на конкретный трубопровод в соответствии с проектными решениями (рабочим проектом привязки). Рабочий проект привязки разрабатывается в соответствии задания на проектирование и ТУ 4389-001-97243614-09 «Комбинированная гидроакустическая система обнаружения утечек трубопроводов. Технические условия». В соответствии с рабочим проектом привязки система устанавливается на: сегменте трубопровода от одного контролируемого пункта (КП) до следующего КП линейной части; участке трубопровода от одной нефтеперекачивающей станции (НПС) до следующей по ходу перекачки НПС и на всех участках магистрального нефтепродуктопровода. Конфигурация устанавливаемой системы может быть как «автономная система» с собственной инфраструктурой связи, колодцев и размещения контроллеров 5,так и в составе существующих или вновь создаваемых систем диспетчерского контроля и управления.

Для защиты всего магистрального нефтепродуктопровода (МН), состоящего из нескольких участков МН, устанавливается несколько (по количеству участков МН) систем.

Применяемые первичные преобразователи акустического и статического давлений (датчики 1 и 2) должны иметь вид взрывозащищенного исполнения - «искробезопасная электрическая цепь» маркировка взрывозащиты Exi. Первичные преобразователи устанавливаются на монтажную конструкцию, представляющую собой Г-образный фитинг диаметром не менее 32 мм, установленный на трубопровод.

Контроллеры 5 (фиг.1) устанавливаются в соответствующих шкафах и подключаются к IP-связанной сети передачи данных по Ethernet интерфейсу информационно-вычислительной локальной сети 6.

Преобразователи акустического и статического давлений (датчики 1 и 2) подключаются к контроллерам 5 сигнальным кабелем по схеме с двойным экранированием через барьеры искробезопасности. Двойное экранирование необходимо для исключения наводок от промышленной сети и станций катодной защиты. Контроллеры 5 с учетом осуществленных аналого-цифровом преобразовании, цифровой фильтрации обеспечивают буферизацию, временную синхронизацию и передачу данных сигналов с первичных преобразователей на верхний уровень системы.

Данные текущих значений акустического и статического давлений со всех контроллеров 5 принимаются сервером 7 верхнего уровня. На верхнем уровне системы обеспечивается основная математическая обработка данных, поступивших с контроллеров 5 в реальном масштабе времени: расчет корреляционных функций по всему участку, обработка данных давления, построение трендов, работа программы-обнаружителя, работа блока принятия решения о наличии/отсутствии утечки. Полученные результаты либо передаются по интерфейсу на существующую SCADA-систему, либо отображаются в виде мнемосхем, трендов, журналов событий на экране Монитора сервера 7 - АРМ оператора, который имеет возможность в ручном режиме проверить все принятые в автоматическом режиме события.

При осуществлении тестирования предлагаемой системы обнаружения утечек нефтепродуктопровода получены следующие результаты:

Для режима с остановленной перекачкой:

- Время обнаружения - не более 40 сек.

- Минимальный расход утечки - 0,6 м³/час (размер отверстия 2-3 мм);

- Точность определения координаты - ±30 м.

Для стационарного режима работы нефтепровода:

- Время обнаружения - не более 90 сек;

- Минимальный расход утечки - 3 м³/час (размер отверстия 5,5 мм);

- Точность определения координаты - не хуже ±90 м (зависит от уровня технологических шумов защищаемого участка трубопровода).

Дополнительно к основной функции мониторинга ударов и утечек, в данной системе реализована функция сопровождения средств очистки и диагностики в реальном масштабе времени.

1. Система обнаружения утечек нефтепродуктопровода, содержащая центральный сервер мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, соединенный в, по меньшей мере, одну информационно-вычислительную локальную сеть с, по меньшей мере, двумя расположенными вдоль нефтепродуктопровода блоками обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе, которые размещены в соответствующих, по меньшей мере, двух пунктах мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, при этом каждый блок обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе содержит контроллер, аналого-цифровой преобразователь, узел фильтрации сигналов, принадлежащие каждому участку нефтепродуктопровода и установленные на нем, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон, расположенный с возможностью контакта с перекачиваемым по нефтепродуктопроводу жидким нефтепродуктом, причем выходы, по меньшей мере, одного датчика избыточного давления и, по меньшей мере, одного гидрофона соединены через узел фильтрации сигналов со входом аналого-цифрового преобразователя, соединенного выходами со входами контроллера, который выполнен с возможностью подключения выходами к, по меньшей мере, одной информационно-вычислительной локальной сети.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон выполнены взрывозащищенными.

3. Система по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон выполнены с возможностью подключения к узлам блока обнаружения утечек сигнальными кабелями по схеме с двойным экранированием через барьеры искробезопасности.

4. Система по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон выполнены с возможностью размещения на монтажной конструкции участка нефтепродуктопровода, представляющей собой Г-образный фитинг диаметром не менее 32 мм.

5. Система по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон выполнены с возможностью размещения на принадлежащем участку нефтепродуктопровода патрубке диаметром не менее 20 мм, соединенном с телом нефтепродуктопровода.

6. Система по п.1, отличающаяся тем, что узел фильтрации сигналов содержит, по меньшей мере, один электрический фильтр, выполненный с возможностью выделения заданного диапазона частот.

7. Система по п.1, отличающаяся тем, что центральный сервер мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода выполнен с возможностью сбора данных, математической обработки данных, поступающих с, по меньшей мере, одного блока обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе, и архивации данных о состоянии герметичности нефтепродуктопровода за последние, по меньшей мере, 6 месяцев и защиты данных от несанкционированного и непреднамеренного воздействия и осуществления функциональной самодиагностики блоков и узлов системы.

8. Система по п.1, отличающаяся тем, что контроллер выполнен с возможностью регистрации фронтов волн пониженного или повышенного давления и принятия решения о наличии утечки на соответствующем участке нефтепродуктопровода.

9. Система по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, два пункта мониторинга состояния герметичности участка нефтепродуктопровода расположены вдоль нефтепродуктопровода на расстоянии 10-30 км относительно друг друга.

10. Система по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один датчик избыточного давления выполнен с возможностью интегрирования сигнала в течение времени, значение которого равно менее 20 мс.

11. Система по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один пункт мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, расположенный вблизи насосной станции, снабжен, по меньшей мере, одной группой датчиков избыточного давления и, по меньшей мере, одной группой гидрофонов, которые установлены на удалении от нее на расстоянии, по меньшей мере, 100-300 м, обеспечивающем снижение помеховой гидроакустической составляющей в нефтепродуктопроводе, возникающей при работе агрегатов насосной станции.