УСТРОЙСТВО ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ОТДЕЛЬНЫХ УЧАСТКАХ ТРУБОПРОВОДА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЛИНИЙ ПРОВОДНИКОВ ИЗ РАЗНЫХ МЕТАЛЛОВ

Полезная модель относится к устройствам для диагностирования объектов транспортирования и хранения нефтепродуктов и может быть использована в нефтехимической и нефтедобывающей отраслях нефтепродуктообеспечения. Предлагаемая полезная модель наиболее применима при транспортировании нефти и нефтепродуктов в подземных технологических трубопроводах.
Загрязнения литосферы и гидросферы происходят в результате утечек горючего из трубопроводов и резервуаров и другим причинам.
Если, пролив горючего из наземного трубопровода можно обнаружить визуально, то 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 [ПБ 03-585-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов].
Также проводятся гидравлические и пневматические испытания на прочность и плотность.
Многие из указанных методов связаны с освобождением трубопроводов от горючего, с вскрытием и выемкой грунта на отдельных участках, с последующим снятием изоляции, с измерением толщины стенки, с контролем сварных соединений.
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 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.
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 при диагностировании трубопроводов являются:
1. Низкая эффективность способа при малых утечках горючего из трубопровода.
2. Сложность определения и большие временные затраты для расчетов.
3. Применение способа для участков трубопровода небольшой длины.
Также известен патент на изобретение №2453760 от 20.06.2012 г. «Способ диагностики технического состояния подземных трубопроводов (варианты)» авторов В.В. Аверкиева, И.К. Антонова, А.А Елисеева, В.В. Нестерова, В.В. Семенова, О.В. Филлипова, А.Д. Фогеля.
Данный способ включает измерение индукции постоянного магнитного поля над трубопроводом при перемещении трехкомпонентных датчиков поля вдоль трубопровода и составление матрицы разностей величин индукции постоянного магнитного поля. При этом, измеряют индукцию постоянного магнитного поля не менее чем в шести точках пространства над трубопроводом и составляют не менее девяти разностей величин индукции постоянного магнитного поля в этих же точках. Дополнительно в зоне трубопровода возбуждают переменное магнитное и переменное электрическое поля, и одновременно с индукцией постоянного магнитного поля измеряют не менее двух компонент вектора индукции переменного магнитного поля в каждой из трех точек пространства над трубопроводом, расположенных вдоль горизонтальной или вертикальной оси и совпадающих с точками измерения постоянного магнитного поля, и не менее двух компонент вектора напряженности переменного электрического поля, причем датчики постоянного магнитного поля, переменного магнитного поля и переменного электрического поля совмещены в одном конструктиве. Далее проводят предварительную статистическую обработку результатов измерений, по совокупности признаков выделяют участки трубопровода для последующей обработки, определяют расположение и магнитные моменты источников аномалий постоянного и переменного магнитных полей и параметры нарушений изоляции трубопровода и по полученным данным производят идентификацию и ранжирование особенностей технического состояния трубопровода.
Также при перемещении датчиков поля вдоль трубопровода дополнительно измеряют расстояние от датчиков до проекции оси трубопровода на дневную поверхность, индицируют величину и направление удаления датчиков от проекции оси трубопровода, на основании чего оператор корректирует путь перемещения вдоль трубопровода, а при диагностировании, идентификации и ранжировании аномалий определяют расстояние от датчиков до оси трубопровода и вносят поправки в величины компонент поля и их разностей.
Дополнительно определяют углы поворота датчиков поля вокруг горизонтальных и вертикальной оси, получают матрицу поправок и вносят их в матрицы компонент поля и их разностей.
Недостатками данного способа при диагностировании трубопроводов являются:
1. Низкая эффективность определения утечек горючего из трубопроводов.
2. Необходимость перемещения датчиков над трубопроводом, что вызовет большие временные и человеческие затраты. Невозможность определения утечек горючего в постоянном режиме за короткий промежуток времени.
3. Сложность определения и высокая стоимость способа.
4. Предназначение способа в основном для обнаружения нарушения изоляции трубопровода и для использования при работе с наземными трубопроводами.
Также известна заявка на изобретение №95106872 от 20.04.1997 г. «Устройство для обнаружения места утечки нефтепродуктов в трубопроводе» авторов В.П. Добровольскова, В.И. Кабанова и др.
Устройство предназначено для обнаружения места повреждения, сопровождающегося утечкой нефтепродуктов. При этом решается задача упрощения конструкции, повышения надежности и взрывопожаробезопасности устройства при обнаружении места утечки нефтепродуктов из трубопровода. Сущность изобретения заключается в следующем. Кабель и проводник выполнены из волоконных световодов, проложенных снаружи трубопровода в две линии одинаковой длины на расчетном расстоянии друг от друга. Кабель и проводник соединены в конце трубопровода с измерительным блоком места утечки. На обеих линиях волоконных световодов через определенные расстояния удалена полимерная оболочка, а сами участки с удаленной оболочкой установлены напротив друг друга в корпусе с отверстиями, при этом на одной из линий, начало которой оптически сопряжено с источником излучения, электрически связанным через делитель с выходом блока запуска, участки волоконного световода с удаленной оболочкой покрыты полимерной пленкой, а начало другой линии оптически сопряжено с фотоприемным устройством, электрически связанным с измерительным блоком, второй вход которого соединен с одним из выходов делителя.
Недостатками указанного устройства являются:
1. Возможность использования устройства только в наземных трубопроводах.
2. Наличие в конструкции большого количества дополнительных корпусов с отверстиями, расположенных через малые расстояния, что значительно повышает стоимость и металлоемкость устройства.
3. Недостаточная точность определения места утечки из трубопровода. Разрешающая способность определяется частотой расположения сенсоров.
Наиболее близкой к указанной проблеме является стационарное устройство диагностирования и обнаружения места утечки нефти и нефтепродуктов в трубопроводе. Матвеев Ю.А. Патент на полезную модель №136527 от 10.01.2014 года.
Стационарное устройство включает: две линии проводников из коррозионностойкого проводящего материала (меди) с изоляторами, линии связи, два омметра и персональный компьютер. Линии проводников с изоляторами прокладываются в слое земельного грунта параллельно на расстоянии 10-15 сантиметров друг от друга. Омметры устанавливаются на концах линий проводников и соединяются с персональным компьютером.
При работе устройства постоянно производятся измерения сопротивлений между проводниками разных линий, по изменению значений которых определяется как наличие утечки нефти и нефтепродуктов из трубопровода, так и ее точное место.
Под предлагаемый трубопровод, имеющий сварные швы, прибор учета горючего, манометр и задвижку, в слой земельного грунта, на фиксированном расстоянии укладываются параллельно в две линии проводники из меди с изоляторами. Проводники линиями связи соединены с омметрами, которые также линиями связи связаны с персональным компьютером. Проводники изготовлены из меди.
Устройство работает следующим образом. Нефтепродукт перекачивается по трубопроводу.
С целью постоянного диагностирования наличия утечек под трубопроводом с помощью линий связи, омметров производятся замеры сопротивлений между проводниками из меди с изоляторами разных линий, которые выводятся на компьютер.
В случае появления утечки нефтепродукта из трубопровода значения измеренных сопротивлений начинают увеличиваться и выходят за пределы установленного интервала.
При этом сопротивление, измеренное первым омметром равно
где  - сопротивление проводника от начального участка проводников до места пролива из трубопровода; Ом;
пр
R - фиксированное сопротивление места пролива для данного вида топлива и положения проводников, Ом.
Сопротивление, измеренное вторым омметром равно
где  - сопротивление проводника от конечного участка проводников до места пролива из трубопровода, Ом;
Расстояние от начального участка проводников до места пролива определяется по формуле
2
где s - сечение проводников, м;
3
ρ - плотность проводника, кг/м
Расстояние от конечного участка проводников до места пролива определяется по формуле
Общая длина трубопровода складывается из длин участков  и .
Недостатками указанного устройства являются:
1. Недостаточная точность определения конкретного места утечки из трубопровода.
2. Высокая погрешность значений результатов определения.
Решение указанной задачи достигается тем, отличающееся тем, что под трубопроводом в три линии на фиксированном расстоянии и параллельно друг другу проложены два проводника из меди с изоляторами и один проводник из алюминия с изоляторами, соединенные с обоих концов линиями связи проводники из меди с омметром, а проводник из алюминия и проводник из меди с вольтметром, при этом омметры и вольтметры соединены с персональным компьютером, а на линиях проводников через одинаковые расстояния напротив друг друга установлены изоляторы.
Данные признаки являются существенными для решения задачи полезной модели, так как своевременно определяются и предотвращаются утечки горючего из трубопровода, увеличивается точность определения конкретного места утечки, а также повышается надежность эксплуатации трубопровода.
Сущность полезной модели пояснена чертежами (фиг. 1, фиг. 2), на которых изображены: функциональная схема устройства определения утечек и фронтальный разрез трубопровода с проводниками.
Под предлагаемый трубопровод 1 (фиг. 1), имеющий сварные швы 2, прибор учета горючего 3, манометр 4, задвижку 5, в слой земельного грунта 6, на фиксированном расстоянии 10-15 см друг от друга укладываются в три линии два проводника из меди 7 с изоляторами 8 и проводник из алюминия 9 с изоляторами 8 (фиг. 2). Линии проводников с изоляторами прокладываются в слое земельного грунта параллельно. Изоляторы на линиях проводников, устанавливаются через одинаковые расстояния напротив друг друга и представляют собой ПВХ покрытие.
Проводники из меди 8 линиями связи 10 соединены с омметрами 11, которые также линиями связи 10 связаны с персональным компьютером 12. Средний проводник из меди 8 и проводник из алюминия 9 линиями связи 10 соединены с вольтметрами 13, которые также линиями связи 10 связаны с персональным компьютером 12.
Прибор учета горючего 3, манометр 4 и задвижка 5 находятся в технологическом колодце 14.
Полезная модель работает следующим образом. Нефтепродукт 15 перекачивается по трубопроводу 1.
С целью постоянного диагностирования наличия утечек под трубопроводом 1 с помощью линий связи 10, омметров 11 производятся замеры сопротивлений между проводниками 7 из меди разных линий с изоляторами 8, которые выводятся на компьютер 12. Также с помощью линий связи 10, вольтметров 13 производятся замеры напряжений между средним проводником 7 из меди с изолятором и проводником из алюминия 9 с изолятором, которые также выводятся на компьютер 12.
При этом в начальный момент измеряется сопротивление и напряжение «сухих» линий. Под «сухими» линиями понимаются линии проводников с изоляторами, которые проложены в слой земельного грунта, не смоченного нефтью или нефтепродуктом.
Значения сопротивлений (напряжений) при наличии утечек будут увеличиваться (уменьшаться).
В случае появления утечки нефтепродукта 16 из трубопровода 1 значения измеренных сопротивлений и напряжений начинают соответственно увеличиваться или уменьшаться и выходят за пределы установленных интервалов.
Оценка значений сопротивлений между проводниками из меди разных линий с помощью омметров и компьютера, а также определение значений напряжений между проводником из меди и проводником из алюминия разных линий с помощью вольтметров и компьютера позволяет определить не только наличие утечки нефти и нефтепродуктов из трубопровода, но и выявить ее конкретное место.