Способ определения места поступления текучей среды в участок трубопровода


 


Владельцы патента RU 2477818:

Общество с ограниченной ответственностью "Эл Би Скай Глобал" (RU)

Способ предусматривает получение меток времени с заданным равномерным интервалом, измерение давления перекачиваемой среды на каждом конце участка в двух сечениях, расположенных на расстоянии между ними, составляющем от 0,001 до 0,04 длины этого участка трубопровода, сравнение значений давления с номинальным значением давления, сравнение временных меток в моменты ступенчатого изменения давления во внешнем и внутреннем сечениях на каждом конце участка и выявление исходящей волны повышенного давления, если на обоих концах участка трубопровода ступенчатый рост давления во внутреннем сечении произошел раньше, чем во внешнем, с последующим определением координаты места поступления текучей среды в участок трубопровода по меткам времени указанных событий. Технический результат: расширены функциональные возможности, повышены технологичность, точность, надежность и быстродействие за счет эффективного и оперативного контроля трубопровода в режиме реального времени. 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к области гидравлики и предназначено для дистанционного контроля наличия или отсутствия поступления текучей среды в магистральный трубопровод, проложенный как на суше, так и в водной среде. Обеспечивается определение места несанкционированного поступления текучей среды в участок магистрального трубопровода в режиме реального времени. Способ реализуется программно-техническим комплексом обнаружения подкачки продукта в трубопроводы «WaweControl_A» и предназначен для обнаружения несанкционированного поступления продукта внутри контролируемого участка трубопровода с определением места и времени этого события.

Известен ряд способов дистанционного контроля технического состояния трубопроводов, которые могут быть использованы для определения места поступления текучей среды в участок трубопровода.

Известен способ обнаружения дефектов трубопровода и несанкционированных врезок в трубопровод, включающий измерение магнитной индукции над трубопроводом с одновременным перемещением датчика вдоль трубопровода, выявление участка с дефектом, раскапывание трубы с последующим визуальным осмотром и контактной диагностикой, при этом измеряют только вертикальную составляющую вектора магнитной индукции, измерения проводят непрерывно в процессе перемещения датчика, отслеживают сильные, более 10%, изменения модуля вертикальной составляющей вектора магнитной индукции, над местом сильного изменения магнитной индукции производят повторный проход датчика (RU №2379579).

Известен способ дистанционного мониторинга технического состояния магистрального трубопровода, заключающийся в облете контролируемой трассы магистрального трубопровода летательным аппаратом, например вертолетом, при использовании на нем радиоприемопередающего оборудования и вычислительного комплекса для считывания информации о техническом состоянии магистрального трубопровода, а также навигационного оборудования, информацию о техническом состоянии магистрального трубопровода предварительно измеряют с помощью стационарных интеллектуальных контрольно-измерительных пунктов, снабженных радиомодемами, энергонезависимыми оперативно-запоминающими устройствами и датчиками параметров, влияющих на техническое состояние магистрального трубопровода, расположенных вдоль трубопровода с заданным шагом, затем запоминают полученную интеллектуальными контрольно-измерительными пунктами информацию в энергонезависимых оперативно-запоминающих устройствах, а облет контролируемой трассы магистрального трубопровода проводят с периодичностью, определяемой объемом памяти оперативно-запоминающего устройства (RU №2392536, прототип).

Недостатками известных способов является сложность необходимого оборудования, узость возможностей, т.к. они не пригодны для обнаружения поступления продукта внутри участка трубопровода в режиме реального времени, с определением места и времени этого события, низкая точность получаемых результатов.

Технической задачей изобретения является создание эффективного способа определения места и момента поступления (эквивалентно - закачки, подкачки) текучей среды в участок трубопровода и расширение арсенала способов определения места поступления текучей среды в участок трубопровода.

Технический результат, обеспечивающий решение поставленной задачи, состоит в расширении функциональных возможностей, повышении технологичности, точности, надежности и быстродействия за счет эффективного и оперативного контроля трубопровода в режиме реального времени.

Сущность изобретения состоит в том, что способ определения места поступления текучей среды в участок трубопровода предусматривает получение меток времени с заданным равномерным интервалом, измерение давления перекачиваемой среды на каждом конце участка в двух сечениях, расположенных на расстоянии между ними, составляющем от 0,001 до 0,04 длины этого участка трубопровода, сравнение значений давления в двух сечениях на каждом конце участка с номинальным значением давления, сравнение временных меток в моменты ступенчатого изменения давления во внешнем и внутреннем сечениях на каждом конце участка и выявление исходящей из него волны повышенного давления, указывающей на поступление текучей среды в этот участок трубопровода и регистрируемое, если на обоих концах участка трубопровода ступенчатый рост давления во внутреннем сечении произошел раньше, чем во внешнем, с последующим определением координаты места поступления текучей среды в участок трубопровода по меткам времени указанных событий.

Предпочтительно измерение давления в двух сечениях на каждом конце участка трубопровода осуществляется с помощью датчиков давления, определение координаты места поступления текучей среды в участок трубопровода осуществляют из соотношения

L=0,5[(L1+L2)-C(T2-T1)],

где L - координаты места поступления текучей среды в участок трубопровода относительно ближайшего конца участка, м;

L1, L2 - координаты внешних сечений измерения давления по краям участка, м;

Т1, Т2 - метки времени событий повышения давления, зафиксированных на внешних сечениях измерения давления по краям участка, сек;

С - скорость волны давления в перекачиваемой среде, м/сек.

Предпочтительно получение меток времени осуществляется с помощью приемника GPS, выявление ступенчатого роста давления во внутреннем сечении раньше, чем во внешнем, на каждом конце участка трубопровода осуществляют с помощью локального узла, включающего локальный контроллер, к которому подключены датчики давления и приемник GPS на этом конце участка трубопровода, при этом каждый локальный контроллер проверяет направление движения волны повышения давления по меткам времени таких событий от пары соседних датчиков давления, причем, если волна движется изнутри охраняемого участка трубопровода, то производится передача этого события в центральный контроллер, а выявление характерной волны повышенного давления, источник поступления которого расположен на данном участке трубопровода и определение координаты места поступления текучей среды в участок трубопровода осуществляют с помощью центрального контроллера по информации, получаемой от обоих локальных контроллеров о временных моментах ступенчатого роста давления во внутреннем сечении раньше, чем во внешнем

При этом передача данных между контроллерами осуществляется с помощью сети Интернет по протоколу TCP/IP, локальные контроллеры периодически передают в центральному контроллеру сообщения о своей работоспособности, метки времени от GPS и параметры, получаемые от датчиков давления с временным интервалом, равным интервалу получения меток времени, центральный контроллер использует указанные сообщения для визуального отображения, а если своевременное периодическое сообщение от локального контроллера отсутствует, центральный контроллер фиксирует отказ соответствующего локального узла и формирует тревожный сигнал.

На чертеже изображена схема аппаратного комплекса для реализации способа определения места поступления текучей среды в участок трубопровода.

Комплекс содержит две пары датчиков 2 давления на трубопроводе 1, установленных парами на расстоянии 50-200 метров между соседними датчиками 2 в каждой паре, локальные программируемые логические контроллеры 3, датчики временных меток в виде GPS приемников 4, линии 5 связи, центральный контроллер 6 и автоматизированное рабочее место 7 оператора (персональный компьютер 7). Датчики 2 выполнены с временем срабатывания не более 1 мсек (миллисекунд). Пары датчиков 2 располагаются на границах контрольного участка трубопровода 1, расстояние между двумя парами датчиков, т.е. длина контрольного участка, составляет 5000-50000 м. Таким образом, датчики 2 установлены на расстоянии между ними на каждом конце контрольного участка, составляющем от 0,001 до 0,04 длины этого участка трубопровода 1. Один из датчиков 2 в каждой паре является внутренним по отношению к контрольному участку, а другой - внешним. Соотношение расстояний между датчиками 2 в каждой паре и длиной участка выбрано из условия минимального влияния гидравлических потерь по длине участка на результаты контроля.

Таким образом, комплекс состоит из трех узлов - двух локальных и одного центрального. Локальные узлы размещаются на границах контрольного участка трубопровода 1 (в зоне пар датчиков 2), центральный узел - в диспетчерском пункте. Локальные контроллеры 3, их GPS приемники 4 и датчики 2 давления относятся к локальным узлам; центральный контроллер 6, его датчик временных меток в виде приемника GPS (не изображен) и персональный компьютер 7 оператора АРМ - к центральному. Все три контроллера 3, 6 комплекса, а также компьютер 7 соединены между собой линиями 5 связи по сети Интернет (Ethernet).

Представленные в блок-схеме на уровне функционального обобщения составные - контроллеры 3, 6 и компьютер 7 с заданными функциональными возможностями относятся к цифровым комбинационным автоматам, для которых известны методы синтеза их структуры по содержательному описанию функции (сведениям о функциях, изложенным в описании), т.е. они могут быть синтезированы с помощью известных правил и методов, с помощью которых автоматическое устройство может быть получено по предъявляемым к нему требованиям.

Способ контроля баланса текучей среды на участке трубопровода реализуется следующим образом.

При установившейся работе трубопровода 1 постоянно производится получение меток времени с заданным равномерным интервалом с помощью GPS приемника 4. Одновременно с помощью датчиков 2 осуществляется измерение материальной величины - давления перекачиваемой среды в двух сечениях на каждом конце контрольного участка трубопровода 1.

Принцип реализации способа основан на использовании методов распознавания и фиксирования волны повышения давления, сопутствующей процессу закачки (подкачки) продукта в трубопровод 1 или прекращению внутреннего отбора текучей среды (продукта). В любом случае несанкционированная закачка свидетельствует о намерении нарушить режим работы трубопровода 1 и произвести террористический акт и/или подмену транспортируемого продукта. Сигнал от волны распространяется в обоих направлениях по трубопроводу 1 и далее регистрируется датчиками 2. Фиксация события подачи продукта определяется в момент поступления сигналов от двух смежных датчиков 2. Решение о том, что произошел факт подкачки продукта, принимает центральный контроллер 6 на основании информации, полученной от локальных контроллеров 3.

Условия регистрации события подкачки:

- два локальных контроллера 3 обнаружили сигнал подкачки;

- источник поступления сигнала расположен в защищенном сегменте (участке) трубопровода 1;

- полученные сигналы идентифицированы как закачка при помощи соответствующих алгоритмов обработки данных в центральном контроллере 6.

Для этого каждой парой датчиков 2 периодически измеряют давление и передают его на контроллер 3, который анализирует тренды давления и обнаруживает повышение давления, сопутствующее началу подкачки. Такому событию сопоставляется метка времени, получаемая от приемника 4 GPS. Если событие повышения давления от внутреннего датчика 2 произошло раньше, чем аналогичное событие от внешнего, то локальный контроллер 3 передает информацию о повышении давления на центральный контроллер 6. В передаваемый информационный пакет входят данные о времени события и давлении на датчиках 2.

При этом полученные результаты измерений датчиками 2 в виде материальных сигналов служат для сравнения значений давления в двух сечениях на каждом конце участка с номинальным значением давления, сравнение временных меток в моменты ступенчатого изменения давления во внешнем и внутреннем сечениях на каждом конце участка. Осуществляется выявление исходящей из участка волны повышенного давления, указывающей на поступление текучей среды в этот участок трубопровода 1 и регистрируемое, если на обоих концах участка трубопровода 1 ступенчатый рост давления во внутреннем сечении произошел раньше, чем во внешнем, с последующим определением координаты места поступления текучей среды в участок трубопровода 1 по меткам времени указанных событий.

Определение координаты места поступления текучей среды в участок трубопровода 1 осуществляют из соотношения

L=0,5[(L1+L2)-C(T2-T1)],

где L - координаты места поступления текучей среды в участок трубопровода 1, относительно ближайшего конца участка, м;

L1, L2 - координаты внешних сечений измерения давления по краям участка, м;

Т1, Т2 - метки времени событий повышения давления, зафиксированных на внешних сечениях измерения давления по краям участка, сек;

С - скорость волны давления в перекачиваемой среде, м/сек.

Выявление ступенчатого роста давления во внутреннем сечении раньше, чем во внешнем, на каждом конце участка трубопровода осуществляют с помощью локального узла, включающего локальный контроллер 3, к которому подключены датчики 2 давления и приемник 4 GPS на этом конце участка трубопровода 1. Каждый локальный контроллер 3 проверяет направление движения волны повышения давления по меткам времени таких событий от пары соседних датчиков 2 давления, причем, если волна движется изнутри охраняемого участка трубопровода 1, то производится передача этого события в центральный контроллер 6.

Выявление характерной волны повышенного давления, источник поступления которого расположен на данном участке трубопровода 1, и определение координаты места поступления текучей среды в участок трубопровода 1 осуществляют с помощью центрального контроллера 6 по информации, получаемой от обоих локальных контроллеров 3 о временных моментах ступенчатого роста давления, произошедшего во внутреннем сечении раньше, чем во внешнем

Передача данных между контроллерами 3, 6 осуществляется по линиям 5 связи с помощью сети Интернет по протоколу TCP/IP.

Локальные контроллеры 3 периодически передают центральному контроллеру 6 сообщения о своей работоспособности, метки времени от приемника 4 GPS и параметры, получаемые от датчиков 2 давления с временным интервалом, равным интервалу получения меток времени, центральный контроллер 6 использует указанные сообщения для визуального отображения, а если своевременное периодическое сообщение от локального контроллера 3 отсутствует, центральный контроллер 6 фиксирует отказ соответствующего локального узла и формирует тревожный сигнал, а также сообщение на монитор компьютера 7.

Сообщение о закачке (подкачке) отображается на мониторе компьютера 7 в наглядном виде, привлекающем внимание оператора цветом и миганием. Оператор должен зафиксировать это сообщение и принять меры согласно его должностной инструкции.

По результатам обнаружения события закачки делаются соответствующие записи в журнале диспетчера и принимаются другие меры согласно положению эксплуатирующей организации.

Таким образом, создан эффективный способ определения места и момента поступления (эквивалентно - закачки, подкачки) текучей среды в участок трубопровода и расширен арсенал способов определения места поступления текучей среды в участок трубопровода. При этом расширены функциональные возможности, повышены технологичность, точность, надежность и быстродействие за счет эффективного и оперативного контроля трубопровода в режиме реального времени.

1. Способ определения места поступления текучей среды в участок трубопровода, предусматривающий получение меток времени с заданным равномерным интервалом, измерение давления перекачиваемой среды на каждом конце участка в двух сечениях, расположенных на расстоянии между ними, составляющем от 0,001 до 0,04 длины этого участка трубопровода, сравнение значений давления в двух сечениях на каждом конце участка с номинальным значением давления, сравнение временных меток в моменты ступенчатого изменения давления во внешнем и внутреннем сечениях на каждом конце участка и выявление исходящей из него волны повышенного давления, указывающей на поступление текучей среды в этот участок трубопровода, и регистрируемое, если на обоих концах участка трубопровода ступенчатый рост давления во внутреннем сечении произошел раньше, чем во внешнем, с последующим определением координаты места поступления текучей среды в участок трубопровода по меткам времени указанных событий.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение давления в двух сечениях на каждом конце участка трубопровода осуществляется с помощью датчиков давления.

3. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что определение координаты места поступления текучей среды в участок трубопровода осуществляют из соотношения
L=0,5[(L1+L2)-C(T2-T1)],
где L - координаты места поступления текучей среды в участок трубопровода относительно ближайшего конца участка, м;
L1, L2 - координаты внешних сечений измерения давления по краям участка, м;
T1, T2 - метки времени событий повышения давления, зафиксированных на внешних сечениях измерения давления по краям участка, с;
С - скорость волны давления в перекачиваемой среде, м/с.

4. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что получение меток времени осуществляется с помощью приемника GPS.

5. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что выявление ступенчатого роста давления во внутреннем сечении раньше, чем во внешнем, на каждом конце участка трубопровода осуществляют с помощью локального узла, включающего локальный контроллер, к которому подключены датчики давления и приемник GPS на этом конце участка трубопровода, при этом каждый локальный контроллер проверяет направление движения волны повышения давления по меткам времени таких событий от пары соседних датчиков давления, причем если волна движется изнутри охраняемого участка трубопровода, то производится передача этого события в центральный контроллер.

6. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что выявление характерной волны повышенного давления, источник поступления которого расположен на данном участке трубопровода, и определение координаты места поступления текучей среды в участок трубопровода осуществляют с помощью центрального контроллера по информации, получаемой от обоих локальных контроллеров о временных моментах ступенчатого роста давления во внутреннем сечении раньше, чем во внешнем

7. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что передача данных между контроллерами осуществляется с помощью сети Интернет по протоколу TCP/IP.

8. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что локальные контроллеры периодически передают к центральному контроллеру сообщения о своей работоспособности, метки времени от GPS и параметры, получаемые от датчиков давления с временным интервалом, равным интервалу получения меток времени, центральный контроллер использует указанные сообщения для визуального отображения, а если своевременное периодическое сообщение от локального контроллера отсутствует, центральный контроллер фиксирует отказ соответствующего локального узла и формирует тревожный сигнал.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области гидравлики и предназначено для контроля баланса на участке магистрального трубопровода, проложенного как на суше, так и в водной среде.

Изобретение относится к системам контроля, управления, сигнализации и наблюдения за расходом газа на газопроводах для жилищно-коммунального хозяйства. .

Изобретение относится к добыче природного газа из офшорной добывающей установки, подводной или на платформе. .

Изобретение относится к способам управления энергопотреблением насосных станций систем водоснабжения. .

Изобретение относится к газовому машиностроению и более конкретно к способам и устройствам распределения расхода газа из емкости высокого давления по нескольким потребителям в условиях высокого стабилизированного общего расхода и с опорожнением емкости высокого давления в течение ограниченного времени.

Изобретение относится к системе газоснабжения. .

Изобретение относится к транспортированию природного газа по трубопроводам, а именно к устройствам для подготовки импульсного газа, используемого в пневматических приводах запорно-регулирующих устройств на перекачивающих газокомпрессорных станциях, газораспределительных станциях, подземных хранилищ газа и других объектов.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту, в частности для снабжения большого числа потребителей текучей средой с повышенным давлением. .

Изобретение относится к транспортированию природного газа по трубопроводам, а именно к устройствам для подготовки импульсного газа, используемого в пневматических приводах запорно-регулирующих устройств на перекачивающих газокомпрессорных станциях, газораспределительных станциях, подземных хранилищ газа и других объектов.

Изобретение относится к технике автоматического управления и регулирования технологическими процессами, может быть использовано на газоконденсатных и газовых месторождениях для автоматической отсечки шлейфа газовой скважины при аварийном падении давления в нем.

Способ и система предназначены для оптимизации операций изоляции диоксида углерода и направлены на управление рабочими параметрами наземной установки для сжатия диоксида углерода (CO2) или трубопровода для поддержания потока CO2 в жидком или сверхкритическом состоянии при транспортировке к месту изоляции. В способах и системе используют датчики для определения, является ли течение однофазным или двухфазным, и обратную связь для регулировки давления и/или температуры на входе трубопровода. Техническим результатом является снижение потерь полезной мощности, вырабатываемой электростанцией при разделении и сжатии потока CO2, текущего в трубопроводе. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 16 ил., 1 табл.

Устройство предназначено для управления запорными механизмами арматуры, предназначенной для добычи и транспорта ископаемого топлива. Управляющее устройство запорного механизма арматуры содержит гидравлические и/или электрические компоненты, по меньшей мере частично заключенные в теплоизолированный контейнер, при этом по меньшей мере часть заключенных в теплоизолированный контейнер компонентов погружена в гидробак управляющего устройства, причем находящаяся в гидробаке гидрожидкость служит в качестве теплоаккумулирующего объема. Технический результат - повышение надежности работы арматуры. 15 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх