Система обнаружения утечек СОУ-ИСА ООО «Инсист Автоматика»

Oil Production2.jpgАвтоматизация объектов нефтегазодобычи является крупнейшей сферой деятельности компании «Инсист Автоматика». Компания выполнила десятки проектов по созданию АСУ ТП всех этапов движения нефти от скважины до врезки в магистральный трубопровод.

Специалисты компании, изучив опыт зарубежных и отечественных ведущих производителей систем обнаружения утечек (СОУ), требования, предъявляемые к СОУ американскими стандартами: API 1130 Computational PipeLine Monitoring for Liquid PipeLines, 2002; API 1155 Evaluation Methodology for Software Based Leak Detection Systems, 1995; российским отраслевым стандартам - РД 13.320.00-КТН-544-06 «Системы обнаружения утечек на магистральных нефтепроводах. Общее техническое задание на проектирование, изготовление и ввод в эксплуатацию», 2006 г., разработали оригинальные алгоритмы (с применением методов математической статистики) обнаружения утечек. Они были положены в основу СОУ-ИСА для напорных трубопроводов, транспортирующих нефть/нефтепродукты.

СОУ-ИСА согласно классификации API 1130 позиционируется как СОУ на основе статистического анализа, согласно классификации РД 13.320.00-КТН-544-06 – как комбинированная СОУ.

СОУ-ИСА обеспечивает:
  • обнаружение нарушения герметичности трубопровода на основании измерений давления р, температуры Т и расхода продукта на входе Qвх и выходе Qвых из трубопровода;
  • расчет предполагаемой величины утечки;
  • расчет предполагаемого места утечки (для участков трубопроводов длиной более 300 м);
  • фиксацию времени обнаружения утечки.

Контроль состояния трубопровода осуществляется в динамическом, стационарном и статическом режимах работы трубопровода тремя независимыми алгоритмами. Это позволяет значительно повысить вероятность обнаружения малой утечки или несанкционированного отбора продукта из трубопровода и уменьшить вероятность ложных срабатываний.

Первые две системы СОУ-ИСА установлены на участках трубопровода ТПП «Когалымнефтегаз» от коммерческого узла учета нефти (КУУН) пункта приема – сдачи нефти (ПСП) до узлов врезки в магистральный трубопровод. Данные участки трубопроводов характеризуются малой протяженностью (380 и 780 м). Для функционирования СОУ использовалось имеющееся оборудование, что позволило значительно сократить затраты заказчика. Дополнительно был установлен только сервер СОУ-ИСА.

SOU_Ris1_Struktura_SOU.jpgДанные о расходе, температуре, давлении, состоянии задвижек и насосов поступают на сервер СОУ-ИСА со станции управления АСУ ТП ПСП, отображение выходной информации СОУ-ИСА осуществляется на мнемосхемах дополнительных видеокадров АРМ диспетчера ПСП (рис. 1). СОУ-ИСА, установленная на участках трубопровода ТПП «Когалымнефтегаз», успешно прошла приемосдаточные и эксплуатационные испытания.

SOU_Ris2_Perekhodnye_processy.jpgДля испытаний СОУ-ИСА были сделаны специальные врезки на контролируемом участке. Для слива нефти использовалась передвижная емкость вместимостью 4 м3. Интенсивность утечки на сливной линии менялась сменой дроссельных шайб диаметром 40, 30, 20 и 10 мм. Для каждого размера дроссельной шайбы была выполнена имитация утечки длительностью 20 – 40 с. СОУ-ИСА зафиксировала все факты утечек, определила местоположение утечки с погрешностью ±30 м, вычислила величину утечки. Графики изменения давления и расхода при проведении испытаний представлены на рис. 2. СОУ-ИСА также успешно прошла испытания комиссии ОАО «АК «Транснефть».

SOU_Ris3_SOU_s_uzlami.jpgВ настоящее время компания «Инсист Автоматика» осуществляет проектирование СОУ для участка нефтепровода длиной 31,5 км без промежуточных узлов задвижек. Для трубопроводов с промежуточными узлами задвижек может использоваться вариант построения СОУ-ИСА, представленный на рис. 3. В данном случае станции управления должны быть оснащены средствами установки точного времени, а данные о расходе, давлении и температуре должны передаваться на сервер СОУ-ИСА с меткой времени. Цикл опроса датчиков давления должен быть не более 0,1 с. В приведенной схеме датчики температуры установлены до и после задвижки, но их число может быть уменьшено установкой только одного датчика после узла задвижек. Возможен вариант установки датчика температуры только в начале и конце контролируемого участка, но при этом увеличивается погрешность определения местоположения утечки.

Минимальная величина утечки, которую может зафиксировать СОУ-ИСА, зависит от точности контрольно–измерительных приборов, применяемых для измерения расхода и давления, а также от расстояния между ними. Например, имеются следующие данные:
  • длина трубопровода не более 10 км;
  • диаметр – 0,53 м;
  • режим работы трубопровода – стационарный;
  • погрешность канала измерения давления – 0,1 %;
  • шкала датчика давления 0 – 6 МПа;
  • цикл опроса датчика давления не более 0,1 с;
  • плотность нефти – 827 кг/м3.

При этом алгоритм, основанный на анализе точек контроля давления, обеспечивает обнаружение минимальной утечки интенсивностью 12 м3/ч с вероятностью 0,99. При неизменных вышеперечисленных данных и шкале датчика давления 0 – 4 МПа величина минимальной утечки, обнаруживаемой СОУ-ИСА, составляет 7,6 м3/ч с вероятностью 0,99. Погрешность определения координаты предполагаемого местоположения утечки составляет ±150 м.

SOU_Ris3_Vremya_obnaruzhenia.jpgПри длине трубопровода не более 10 км, погрешности канала измерения расхода 1 % и повторяемости расходомеров 0,5 % алгоритм, основанный на анализе расхода продукта, обеспечивает обнаружение минимальной утечки, равной 1 % текущего расхода. Величина минимально обнаруживаемой утечки для трубопроводов небольшой длины может быть уменьшена до 0,5 % текущего расхода, но при этом увеличивается время ее обнаружения (рис. 4). Так, при расходе 600 м3/ч величина интенсивности минимально обнаруживаемой утечки составляет 6 м3/ч (для труб небольшой длины – 3 м3/ч).

СОУ-ИСА также может контролировать трубопроводы любой протяженности, транспортирующие нефтепродукты, газовый конденсат, воду и другие жидкие продукты.


Перминова А.И., главный специалист ООО "Инсист Автоматика"
Архив
Задать вопрос