СТАЦИОНАРНОЕ УСТРОЙСТВО ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧКИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ В ТРУБОПРОВОДЕ И ОТКЛЮЧЕНИЯ ЭЛЕКТРОНАСОСНОЙ УСТАНОВКИ

Полезная модель относится к устройствам для диагностирования объектов транспортирования нефти и нефтепродуктов и может быть использована в нефтехимической и нефтедобывающей отраслях нефтепродуктообеспечения.
Предлагаемая полезная модель наиболее применима при транспортировании нефти и нефтепродуктов в магистральных и технологических трубопроводах.
Загрязнения литосферы и гидросферы происходят в результате утечек горючего из трубопроводов, резервуаров и другим причинам. Объемы загрязнений и потерь нефти и нефтепродуктов во многом зависят от своевременного отключения электронасосной установки и закрытия запорной арматуры при аварийной ситуации на трубопроводе.
Пролив горючего из наземного трубопровода можно обнаружить визуально, а утечку нефти и нефтепродуктов из подземного трубопровода определить можно только сложными диагностическими методами.
Данные методы включают: визуальный и измерительный контроль, ультразвуковой и акустико-эмиссионный контроль, магнитометрический и капиллярный контроль и другие виды диагностирования [1]. Также проводятся гидравлические и пневматические испытания на прочность и плотность.
По срокам проведения установлены следующие виды диагностики: первичная, очередная и внеочередная.
Первичная диагностика проводится не позднее 2 лет после ввода трубопровода в эксплуатацию. Очередная диагностика проводится с периодичностью не более 1 раз в 8 лет. Внеочередная диагностика проводится в случае возникновения инцидента или аварии, при вводе в эксплуатацию объекта, не эксплуатировавшегося более 3 лет, а также через 30 лет с момента ввода в эксплуатацию технологических трубопроводов [1, 2].
В процессе эксплуатации стенки трубопровода подвергаются различным видам коррозии, которые связаны с наличием сернистых и других агрессивных соединений в нефти и нефтепродуктах, а также воды в трубопроводе и в грунте.
Борьба с потерями горючего от утечек в трубопроводах становится важной экологической и экономической задачей.
Известен патент на полезную модель №114674 от 10.04.2012 года «Наземный вертикальный резервуар с двойным дном, оборудованный установкой улавливания паров нефтепродуктов и устройством для диагностирования днища» авторов Ю.А. Матвеева, С.Г. Новикова, И.О. Золотовского.
С целью диагностирования внутреннего днища, оборудованного волоконно-оптическим распределенным датчиком давления, в резервуар с нефтепродуктом с помощью троса опускается источник звука, который линиями связи соединен с усилителем, и персональным компьютером.
Волоконно-оптический распределенный датчик давления соединяется с оптическим рефлектометром и персональным компьютером, которые могут регистрировать механические изменения по длине кабеля. Каждому участку кабеля в зависимости от конфигурации крепления соответствует участок днища резервуара.
Волны, создающиеся в резервуаре с помощью источника звука, распространяются в жидкой среде (горючее) и твердой среде (дно). Интенсивность прошедших звуковых волн будет зависеть от толщины жидкой и твердой сред. При взаимодействии прошедшей звуковой волны с волоконно-оптическим распределенным датчиком давления в последнем возникают механические напряжения, распределенные по длине. Оценка интенсивности напряжений с помощью регистрирующей аппаратуры позволяет наблюдать картину распределения толщины внутреннего днища и оценить по заданным параметрам уровень опасности прорыва и потенциальной утечки горючего.
Недостатком данного метода диагностирования является то, что он применяется только для резервуаров.
Также известен патент на полезную модель №76475 от 20.09.2008 года «Устройство для отключения подачи жидкости» авторов А.В. Столбова, А.В. Трофимова.
Устройство для отключения подачи жидкости при аварийном режиме работы водопроводной сети или отопления, содержит устанавливаемую на трубопроводах как минимум одну запорную арматуру, выполненную с возможностью срабатывания при обнаружении протечек жидкости, как минимум один датчик жидкости, расположенный на полу или закрепленный на стене или на трубопроводе в местах вероятного появления жидкости, как минимум один блок управления, выполненный с возможностью выдачи светового или звукового сигнала при аварийном режиме работы водопроводной сети или отопления, а также выдачи дополнительного сигнала для других устройств.
Запорная арматура устройства выполнена в виде шарового электропривода, состоящего из шарового крана и связанного с ним электропривода, при этом запорная арматура электрически связана через как минимум один блок управления с как минимум одним датчиком наличия жидкости. Запорная арматура установлена непосредственно на трубопроводе ввода воды в помещение или дом.
Электропривод, связанный с запорной арматурой, связан электрически с блоком управления, который в свою очередь связан с как минимум одним датчиком наличия воды или иной жидкости посредством радиосвязи.
Электропривод, связанный с запорной арматурой, автоматически или при получении сигнала от блока управления, осуществляет периодическое полное или частичное закрытие и открытие подачи воды или иной жидкости для предотвращения повреждения запорной арматуры.
Блок управления, при аварийном режиме работы водопроводной сети или отопления выключает или управляет выключением напряжения питания электрического насоса, подающего воду или иную жидкость в помещение или дом.
Недостатками данного устройства являются:
1. Предназначение данного устройства конкретно для воды и других теплоносителей.
2. Отсутствие в устройстве датчиков давления, которые необходимы при работе технологических и магистральных трубопроводов.
3. Предназначение данного устройства для небольших участков трубопровода.
4. Использование большого количества датчиков наличия жидкости.
Также известен патент на изобретение №2368843 от 27.09.2009 года «Способ обнаружения утечек жидких углеводородов из магистральных трубопроводов» авторов М.В. Лурье и Ф.С. Зверева.
Данный способ 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 позволяет: обеспечить регистрацию утечек, как при стационарных, так и при нестационарных (переходных) режимах работы трубопровода за счет повышения достоверности контроля путем учета изменения массы жидкости на рассматриваемом участке трубопровода за определенный промежуток времени.
Недостатками данного способа являются:
1. Низкая эффективность способа при малых утечках горючего из трубопровода. Большое количество контролируемых участков.
2. Сложность определения и большие временные затраты для расчетов. Погрешность определения интегральной массы жидкости в контролируемом участке за счет коэффициента заполнения.
3. Отсутствие устройства для отключения электронасосной установки и закрытия задвижек при возникновении аварийных ситуаций.
Наиболее близким к указанной проблеме является патент на изобретение №2398157 от 27.08.2010 года «Способ обнаружения утечек нефти или нефтепродуктов из трубопровода» авторов Ш.И. Разматуллина, А.Г. Гумерова, Д.П. Ким, Н.П. Захарова, В.Г. Карамышева.
1-2
1-2
2-3
2-3
Данный способ гидравлической локации утечек жидкости из линейного участка трубопровода, включает обнаружение утечек жидкости из трубопровода - по изменениям расхода жидкости и линии гидравлического уклона трубопровода путем графического построения или аналитического расчета. В указанном способе контролируемый линейный участок трубопровода, не оснащенный системой расходомеров, разбивают на два соседних сегмента и с помощью датчиков давления, размещенных на концах каждого из них, производят измерение потерь давления на трение (гидравлические уклоны каждого сегмента), по которым определяют массовые расходы жидкости на каждом сегменте G(i), G(i) и производят периодический контроль значения дебаланса массовых расходов.
Значение дебаланса определяют по формуле
пар
1-2(i1-2)
2-3(i2-3)
E=G-G
кр
Затем значение дебаланса сравнивают с пороговым значением Е, которое определяется по параметрам перекачки в штатном режиме до утечки. Также пороговое значение дебаланса определяют на основе использования и анализа базы данных, характеризующих параметры перекачки (давление, температура, плотность, вязкость жидкости) в течение периода, предшествующего возникновению нештатной ситуации (утечки), с привлечением статистической методологии.
Недостатками данного способа являются:
1. Низкая эффективность способа при малых утечках горючего из трубопровода.
2. Сложность определения и большие временные затраты для расчетов.
3. Отсутствие устройства для отключения электронасосной установки и закрытия задвижек при возникновении аварийных ситуаций.
Предлагаемая полезная модель позволяет решить задачу определения утечек нефти и нефтепродуктов из трубопроводов, а также своевременного отключения электронасосной установки и закрытия запорной арматуры при аварийной ситуации на трубопроводе. При этом, значительно уменьшаются потери горючего, улучшается экологическая обстановка, упрощается и удешевляется конструкция, а также производится постоянный контроль за показаниями расхода жидкости и давления на различных участках трубопровода.
Решение указанной задачи достигается тем, что на трубопроводе по участкам датчики давления и счетчики жидкости соединены линиями связи с клеммами электронного блока приема сигналов и персональным компьютером, а также тем, что датчики давлений оборудованы двумя контактными пластинами, которые линиями связи соединены с реле отключения электронасосной установки и закрытия задвижек с электрическим приводом.
Данные признаки являются существенными для решения задачи полезной модели, так как своевременно определяются утечки горючего из трубопровода, значительно снижаются потери нефти и нефтепродуктов при возникновении аварийной ситуации, а также предотвращается повреждение и разрушение трубопровода, связанное с повышением давления.
Низкое и высокое пороговые значения давления на датчиках определяется по параметрам перекачки в штатном режиме до утечки и до повышения давления. Также пороговые значения определяют на основе использования и анализа базы данных, характеризующих параметры перекачки (давление, температура, плотность, вязкость жидкости). Понижение давления в трубопроводе связано с утечками нефти и нефтепродуктов, а также с работой электронасосной установки. Повышение давления в трубопроводе связано с отложением в трубопроводе парафинов и механических примесей, с работой запорно-регулирующей арматуры, человеческим фактором и другим причинам. Датчики давления оборудуются двумя контактными пластинами. Установка пластин на датчиках соответствует низкому и высокому пороговым значениям давления в трубопроводе.
Сущность полезной модели пояснена фиг.1, фиг.2 на которых изображены: технологическая схема трубопровода с устройством обнаружения утечки нефти и нефтепродуктов и отключения электронасосной установки, а также вид спереди датчика давления.
Предлагаемый трубопровод 1, находится на поверхности земли 2 на подкладках 3 (фиг.1) и имеет задвижки 4 с электрическим приводом 5, электронасосную установку 6, счетчики жидкости 7, датчики давлений 8. Счетчики жидкости и датчики давлений расположены на участках трубопровода и соединены линиями связи 9 с клеммами 10 электронного блока приема сигналов 11 и персональным компьютером 12. Датчики давлений (фиг.2) имеют стрелки 13, пластины пороговых низкого 14 и высокого 15 значений давления. Указанные пластины линиями связи 16 соединены с реле 17.
Реле устроено таким образом, что при контакте стрелки датчика давления с пластиной оно срабатывает через несколько секунд. Поэтому при включении электронасосной установки при контакте стрелки датчика давления с пластиной порогового низкого значения реле не срабатывает и электронасосная установка не отключается.
Полезная модель работает следующим образом. Оператор включает электронасосную установку 6. Нефтепродукт или нефть начинает перекачиваться по трубопроводу 1.
Для постоянного диагностирования наличия утечек в трубопроводе 1 с помощью счетчиков жидкости 7, датчиков давлений 8, линий связи 9 и электронного блока приема сигналов 11 в постоянном режиме производятся замеры расхода жидкости и давления на участках трубопровода, которые выводятся на компьютер 12. Оператор сравнивает полученные показания расхода жидкости и давления по участкам с расчетными, на основании использования и анализа базы данных, характеризующих параметры перекачки. Затем оператор по значениям давления и расхода жидкости, выходящим за определенный интервал определяет утечку нефти и нефтепродуктов на конкретном участке трубопровода.
При возникновении аварийной ситуации, связанной с разгерметизацией трубопровода, сварного шва с последующей утечкой горючего 18, стрелка 13 датчика давления 8 касается пластины порогового низкого значения 14 и замыкает ее. При этом через линии связи 16 срабатывает реле 17, которое отключает электронасосную установку 6 и с помощью электропривода 5 закрывает задвижки 4.
При возникновении аварийной ситуации, связанной с ошибкой оператора при открытии задвижки, выходом из строя запорной арматуры, забивкой трубопровода парафинами при низких температурах или механическими примесями стрелка 13 датчика давления 8 касается пластины порогового высокого значения 15 и замыкает ее. При этом через линии связи 16 срабатывает реле 17, которое отключает электронасосную установку 6 и с помощью электропривода 5 закрывает задвижки 4.
Оценка значений расхода жидкости и давлений на участках трубопровода позволяет определить наличие утечки нефти и нефтепродуктов, а применение устройства для отключения электронасосной установки и закрытия задвижек с электроприводом уменьшает потери горючего, снижает пожарную опасность эксплуатации трубопровода и предотвращает его разрушение, а также улучшает экологическую обстановку.
Литература
1. ПБ 03-585-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов.
2. РД-23.040.00-КТН-387-07. Методика диагностики технологических нефтепроводов НПС.