1.2 Методы обнаружения аварий

Наиболее простыми системами обнаружения утечек из тру­бопроводов являются системы, базирующиеся на измерении ко­личества измеряемого продукта в начале и в конце трубопровода. Они позволяют регистрировать утечки по балансу перекачки с чувствительностью системы до 0.75 % расхода жидкости. Факт утечки можно определить по понижению давления в трубопрово­де, эта система отличается быстрым реагированием, так как волны давления передаются с высокой акустической скоростью в трубе (приблизительно 1000 м/с). [3 стр. 159]

При эксплуатации нефтепроводов в соответствии с НТД используются следующие методы обнаружения утечек: визуальный, графоаналитический, балансового учета нефти, анализ изменения нагрузки электродвигателей, приборной диагностики (ультразвуковой и акустический), параметрического контроля расхода и давления.

1. Сущность визуального метода заключается в обнаружении мест утечек нефти и нефтепродуктов из подземного трубопровода путем осмотра трассы трубопровода обходчиками, а также при передвижении вдоль трассы с использованием автотранспорта, речных катеров и авиации.

Основными признаками визуального обнаружения утечки являются: видимый выход нефти на поверхность земли; изменение цвета (пожелтение) растительности; изменение цвета (потемнение) снежного покрова; появление радужной пленки на поверхности воды. Эти признаки могут быть обнаружены обходчиками при патрулировании трассы МН, обслуживающим персоналом при проведении работ в охранной зоне нефтепровода, а также посторонними лицами.

Достоинства метода: позволяет обнаружить места любых утечек нефти при выходе ее на поверхность земли; эффективен при контроле в дневное время с помощью вертолетов и автотранспорта.

Недостатки метода: регулярное патрулирование обходчиками и с помощью наземного транспорта утомительно и трудоемко; использование метода зависит от климатических и погодных условий, а также от времени суток; в труднодоступной местности осмотр трассы возможен только с помощью авиации в дневное время; затруднено обнаружение мест незначительных утечек.

2. Метод гидравлической локации места утечки нефти. Этот метод основан на анализе гидравлических характеристик участка нефтепровода. Пусть плечо АВ нефтепровода между двумя нефтеперекачивающими станциями работает в стационарном режиме, не имеет самотечных участков и транспортирует однородную нефть с некоторым расходом Q₀ (рис. 1).

Если в некоторой точке х0 этого плеча возникает утечка нефти с расходом q, то линия гидравлического уклона искажается и становится ломаной. При этом в интервале от первой нефтеперекачивающей станции до места утечки гидравлический уклон увеличивается, а в интервале от места утечки нефти до второй перекачивающей станции - уменьшается.

Рис. 1. Расчетная схема метода « гидравлической локации» утечки

Метод локации места утечки нефти и оценки ее интенсивности основан на измерении гидравлических уклонов на двух специально выбранных базисных сегментах, находящихся вблизи перекачивающих станций. Задача состоит в том, чтобы указать место утечки нефти и оценить ее интенсивность по изменению гидравлических уклонов на этих сегментах.

3. Метод обнаружения утечек на линейной части МН на основе анализа причин изменения нагрузки электродвигателей основан на регистрации изменения нагрузки более 3 % от установившейся при данном режиме перекачки. [1 стр. 506]

4. Метод сравнения расходов. Метод основан на постоянстве массового расхода нефти в различных сечениях трубопровода при установившемся режиме. В начале и в конце контролируемого участка устанавливают расходомеры (турбинного или объемного типа), информация с которых по каналам телеметрии непрерывно поступает на компьютер, расположенный в диспетчерском пункте. Информация содержит мгновенные значения плотности р нефти, ее температуры Г и объемного расхода О. В автоматическом режиме происходит сравнение массовых расходов p(Oi и р2Qi нефти в двух сечениях трубопровода. В том случае, если разность расходов превышает допустимый предел, срабатывает аварийная сигнализация, означающая появление утечки.

Недостаток данного метода заключается в ложных срабатываниях системы, вызываемых нарушением стационарного характера транспортировки нефти.

5. Метод сравнения скорости изменения расходов. Метод основан на измерении мгновенной скорости изменения расхода в различных сечениях нефтепровода. В начале и в конце контролируемого участка трубопровода устанавливают измерительные диафрагмы (калиброванные сужения, позволяющие по разности давлений до и после сужения рассчитать скорость и расход жидкости) и оборудованные устройствами дифференцирования (рис. 2).

1 – диафрагмы; 2 – преобразователи; 3 – компьютер.

Рис. 2. Схема обнаружения утечек по методу сравнения скоростей изменения расходов

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

Недостаток данного метода, так же как и у предыдущего метода, заключается в ложных срабатываниях системы, вызываемых нарушением стационарного характера транспортировки нефти.

6. Ультразвуковой (зондовый) метод. Метод основан на звуковом эффекте (в ультразвуковом диапазоне частот), возникающем при истечении жидкости через сквозное отверстие в стенке трубопровода. Возникновение звука (шумов) при утечке обусловлено, во-первых, вибрацией потока при истечении через отверстие, а во-вторых, возникновением кавитации. 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 (рис. 1.7).

Недостаток данного метода состоит в том, что он не относится к непрерывным методам контроля, а может использоваться лишь периодически.

7. Метод акустической эмиссии. Метод основан на регистрации высокочувствительными пьезоэлектрическими датчиками, установленными на контролируемом участке нефтепровода, сигналов акустической эмиссии от напряженного состояния стенки трубопровода, микротрещин и от утечек нефти.

Акустическая эмиссия (АЭ) является результатом высвобождения энергии из материала, находящегося в напряженном состоянии. Пьезоэлектрические датчики, расположенные на поверхности трубопровода, фиксируют упругие волны в металле трубопровода, создаваемые истекающей через отверстие жидкостью; затем эти сигналы усиливаются в 10⁶–10⁷ раз. Для обнаружения места утечки разработано специальное оборудование анализа амплитуды и частоты приходящих импульсов акустической эмиссии.

Недостаток этого, как и предыдущего метода, состоит в периодичности работы системы, а также в значительном времени, требующемся для обследования трубопроводов большой протяженности. [1 стр. 75–84]

1 – поточный прибор; 2 – гидрофон; 3 – утечка.

Рис. 3. Определение утечек ультразвуковым (зондовым) методом