Способ определения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа в асу тп установок комплексной подготовки газа газоконденсатных месторождений крайнего севера



Способ определения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа в асу тп установок комплексной подготовки газа газоконденсатных месторождений крайнего севера

 


Владельцы патента RU 2568737:

Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" (RU)

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газосборного шлейфа. Автоматизированная система управления технологическими процессами газового промысла в реальном масштабе времени контролирует значение коэффициента эффективности эксплуатации газопромыслового шлейфа Е по паспортным параметрам шлейфа, данным по его эксплуатации и контролируемым технологическим параметрам. Если значение коэффициента Е вышло за допустимые границы, то констатируют: нормальный режим работы скважин и шлейфа нарушены (в шлейфе кроме газа присутствует выше допустимой нормы иной фактор: газовый гидрат, пластовая вода, механические примеси). Способ позволяет оперативно выявлять потенциальную возможность отказа газосборного шлейфа.

 

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению фактического коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа λф в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) установок комплексной подготовки газа (УКПГ) газоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

Известен способ определения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа по паспортным параметрам шлейфа и данным по его эксплуатации (см. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.).

Существенным недостатком указанного способа является крайняя низкая точность определения значения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа, и без учета того факта, что с течением времени значение указанного коэффициента изменяется.

В указанном способе значение коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа определяют аналитическим путем (без учета влияния дополнительных местных сопротивлений, создаваемых подкладными кольцами, кранами и переходами) по формуле (см. стр. 48, формула (III.9), Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.):

где Re - критерий Рейнольдса;

Kш - шероховатость стен газосборного шлейфа;

dвн - внутренний диаметр газопровода.

Изменение шероховатости внутренних стен газосборного шлейфа в период эксплуатации в значительной степени зависит от качества транспортируемого газа. Наличие в нем воды, механических примесей и т.д. со временем резко увеличивает шероховатость газосборного шлейфа, которую в реальном масштабе времени во время эксплуатации определить невозможно.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ определения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа, который заключается в том, что коэффициент гидравлического сопротивления газосборного шлейфа определяют с учетом паспортных параметров шлейфа и данных по его эксплуатации (см. Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 1982. 136 с.).

В указанном способе значение коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа определяют с учетом влияния дополнительных местных сопротивлений, создаваемых подкладными кольцами, кранами и переходами. С этой целью используют паспортные данные газосборного шлейфа и аналитическим путем определяют значение коэффициента гидравлического сопротивления трения λтр. по формуле (см. стр. 25, формула (45), Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 1982. 136 с.):

где Re - критерий Рейнольдса;

k - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности газосборного шлейфа;

D - внутренний диаметр газосборного шлейфа.

Для газосборных шлейфов, эксплуатируемых на Крайнем Севере, как правило, выполняется неравенство , и поэтому гидравлическое сопротивление λтр. определяют из соотношения (см. стр. 25, формула (47), Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Учеб. пособие для вузов. -М.: Недра, 1982. 136 с.):

Для магистральных газопроводов без подкладных колец дополнительные местные сопротивления (краны, переходы) обычно не превышают 2-5% от потерь на трение. Поэтому для технических расчетов коэффициент гидравлического сопротивления определяют из соотношения (см. стр. 27, формула (52), Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Учебное пособие для вузов. - М.: Недра, 1982. 136 с.):

λ=(1,02÷1,05)λтр.

Существенным недостатком указанного способа является крайняя низкая точность определения значения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа, так как во время эксплуатации с течением времени значение указанного коэффициента изменяется и определить его значения в реальном масштабе времени невозможно. Именно поэтому фактические значения λф коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа не совпадают с расчетными (теоретическими) значениями λ. Это связано еще и с тем, что в сыром газе имеются влага, мехпримеси и пр. Они во время эксплуатации газосборного шлейфа, оседая на его стенках, вызывают постепенное возрастание его шероховатости. В результате значения λф невозможно определить для шлейфа известными способами и тем более в реальном масштабе времени. Возрастание шероховатости, в свою очередь, приводит к увеличению фактического значения коэффициента гидравлического сопротивления λф газосборного шлейфа. Сильное влияние на значение фактического коэффициента гидравлического сопротивления λф газосборного шлейфа также оказывают скопления в пониженных точках трассы конденсата и влаги, а также образование гидратов в шлейфе, количество которых в газосборном шлейфе в реальном масштабе времени оперативно и точно оценить невозможно.

Целью заявляемого технического решения является устранение указанных недостатков, повышение точности определения фактического значения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа и контроль его динамики в реальном масштабе времени.

Поставленная задача решается и технический результат достигается за счет того, что коэффициент фактического гидравлического сопротивления газосборного шлейфа λф определяют с учетом паспортных параметров шлейфа и данных по его эксплуатации, в том числе теоретического коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа λ. Также используют контролируемые параметры работы газопромыслового шлейфа:

- давления pн и pк, температуры газа tн и tк, в начале и в конце газосборного шлейфа (на входе установки комплексной подготовки газа) соответственно;

- объемный расход газа в нормальных условиях, который транспортируется по газосборному шлейфу - Q.

Эти параметры измеряют в реальном масштабе времени с заданным шагом квантования посредством технических средств автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки комплексной подготовки газа (УКПГ) (pк и tк) и с помощью средств телеметрии кустов газовых скважин (pн, tн и Q). Все указанные контролируемые параметры используют для определения фактического значения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа, определяемого из соотношения:

где dвн - внутренний диаметр газопровода;

pн, pк - давление газа в начале и конце газосборного шлейфа соответственно;

Q - объемный расход газа в нормальных условиях, который транспортируется по газосборному шлейфу;

Δ - относительная плотность газа в нормальных условиях;

tср - средняя температура в газосборном шлейфе;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;

l - длина газопровода.

Приведенная формула для определения λф получена из известного соотношения (см. стр. 46, формула (III.7), Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.):

Вычисления производят с использованием текущих значений давлений pк, pн, tн, tк и Q.

Порядок определения значений λ, Δ, tср, z можно найти в соответствующей литературе (например, см. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М: Недра, 1986. - 261 с.).

После того как будет определено значение λф, его сравнивают с максимально допустимым для λф значением - λдоп, и если будет выявлено что λфдоп, то устанавливают факт - нормальный режим работы скважин и/или газосборного шлейфа нарушен, т.к. в газосборном шлейфе кроме газа присутствует выше допустимой нормы иной фактор (газовый гидрат, пластовая вода, механические примеси и т.д.), и принимают соответствующие превентивные меры по предупреждению потенциальных аварийных и других нештатных ситуаций в работе кустов скважин и газосборного шлейфа.

Дополнительно определяют коэффициент эффективности функционирования газопромыслового шлейфа, который вычисляют из выражения:

Полученные величины λф и Е АСУ ТП заносит в свою базу данных и выводит значение E на пульт оператора. После этого по величине E, индивидуальной для каждого газосборного шлейфа и зависящей от его технических параметров (длины, диаметра и т.д.), судят о загрязненности газопромыслового шлейфа. Способ реализуют следующим образом.

Используя средства АСУ ТП УКПГ и телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени производят с заданным шагом квантования измерение:

- давления pн и pк и температуры газа tн и tк в начале и конце (на входе УКПГ) газосборного шлейфа соответственно;

- объемный расход газа в нормальных условиях Q, который транспортируется по газосборному шлейфу, и заносят их в базу данных АСУ ТП.

Используя измеренные значения pн, pк, tн, tк и Q, определяют в реальном масштабе времени фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа из соотношения:

где dвн - внутренний диаметр газопровода;

pн, pк - давление газа в начале и конце газосборного шлейфа соответственно;

Q - объемный расход газа в нормальных условиях, который транспортируется по газосборному шлейфу;

Δ - относительная плотность газа в нормальных условиях;

tср - средняя температура газа в газосборном шлейфе;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;

l - длина газопровода.

Приведенная формула для определения λф получена из известного соотношения (см. стр. 46, формула (III.7), Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.):

Вычисления производят с использованием текущих значений давлений pн, pк, tн, tк и Q.

Порядок определения значений λ, Δ, tср, z можно найти в соответствующей литературе (например, см. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.).

Относительную плотность газа в нормальных условиях Δ определяют из выражения:

где ρг и ρв - плотность газа и воздуха соответственно;

Mг - молекулярная масса газа.

Среднюю температуру газа в газосборном шлейфе определяют как среднеарифметическое значение температур tн и tк по формуле

Коэффициент сверхсжимаемости газа z в рабочих условиях определяют из выражения (см. стр. 140, Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988. - 368 с.: ил.):

где pпр, tпр - приведенное давление и приведенная температура газа, алгоритм определения которых представлен следующими выражениями:

где pср. - среднее давление газа в газосборном шлейфе;

pкр., tкр. - критическое давление и критическая температура газа в газосборном шлейфе, значения которых берут из нормативной справочной литературы.

Значение pср. определяют из выражения:

Значения внутреннего диаметра газопровода dвн и длины газопровода l определяют из проектной документации.

На следующем шаге определяют коэффициент эффективности функционирования газопромыслового шлейфа из следующего выражения:

Использование величины λф для представления оператору неудобно, т.к. эта величина сильно меняется от шлейфа к шлейфу и визуально может быть воспринята неадекватно. Для оператора существенно удобнее работать с безразмерными относительными величинами, поскольку они практически не зависят от номера шлейфа, и поэтому гораздо легче увидеть проблему в безразмерных относительных показаниях.

Полученные величины λф и Е АСУ ТП заносит в свою базу данных, а значение параметра E выводится на пульт оператора. На следующем шаге по величине E, индивидуальной для каждого газосборного шлейфа, судят о его загрязненности. Низкие значения E указывают на необходимость очистки газосборного шлейфа.

Таким образом, определение значения фактического коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа в реальном масштабе времени позволяет в оперативном режиме диагностировать состояние шлейфа. Заранее известно (из опыта эксплуатации конкретного месторождения), что при нормальном режиме работы куста газовых скважин значение фактического коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа λф и коэффициента эффективности функционирования газопромыслового шлейфа E не должно превышать определенную для них границу (значения E и λф для каждого газопромыслового шлейфа являются индивидуальными). Если в ходе эксплуатации газосборного шлейфа выяснится, что значение фактического коэффициента эффективности газопромыслового шлейфа E пересекло указанную границу, можно твердо констатировать, что нормальный режим работы скважин и шлейфа нарушены, т.к. в шлейфе кроме газа присутствует выше допустимой нормы иной фактор (газовый гидрат, пластовая вода, механические примеси и т.д.).

Если последующий анализ ситуации в газосборном шлейфе покажет, что в нем присутствует гидратный фактор (на выходе газосборного шлейфа снижается температура газа), тогда в газосборный шлейф подают ингибитор (на Крайнем Севере в качестве ингибитора используют метанол). При скоплении конденсата, воды и мехпримесей в газосборном шлейфе для их удаления снижают давления на его выходе в рамках технологических ограничений. Если это не приводит к нужному эффекту, тогда продувают газосборный шлейф. На практике возможны ситуации, когда даже продувка газосборного шлейфа не позволяет его очистить. В таких случаях прибегают к очистке газосборного шлейфа специальными скребками (см. стр. 147, Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988. - 368 с.: ил.).

Благодаря реализации заявляемого способа появляется возможность в оперативном режиме оценить режим работы газосборного шлейфа и, соответственно, своевременно принять меры по парированию (устранению) предаварийных и других нештатных ситуаций в работе газопромыслового шлейфа.

Заявляемое изобретение отработано и реализовано на газовых промыслах ООО «Газпром добыча Ямбург».

Применение данного способа позволяет оперативно выявлять потенциальную возможность отказа газосборного шлейфа и тем самым повысить эффективность принимаемых управленческих решений и улучшить условия работы обслуживающего персонала на УКПГ, а также снизить численность персонала, занятого обслуживанием промысла.

Способ определения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) установок комплексной подготовки газа газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающий учет паспортных параметров шлейфа и данные по его эксплуатации, в том числе теоретический коэффициент гидравлического сопротивления газосборного шлейфа λ, отличающийся тем, что средствами АСУ ТП и телеметрии кустов газовых скважин измеряют с заданным шагом квантования базовые параметры работы газосборного шлейфа, включающие: давление pн и pк, температуру газа tн и tк в начале и в конце газосборного шлейфа соответственно; объемный расход газа в нормальных условиях Q, который транспортируется по газосборному шлейфу, значения которых автоматически вводят в базу данных (БД) АСУ ТП, а также в БД вводят паспортные характеристики газосборного шлейфа, и вычислительный комплекс АСУ ТП определяет по автоматически вводимым и введенным в БД параметрам фактическое значение коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа в реальном масштабе времени, используя для этого алгоритм, описываемый соотношением

где dвн - внутренний диаметр газопровода;
pн, pк - давление газа в начале и конце газосборного шлейфа соответственно;
Q - объемный расход газа в нормальных условиях, который транспортируется по газосборному шлейфу;
Δ - относительная плотность газа в нормальных условиях;
tср - средняя температура газа в газосборном шлейфе;
z - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;
l - длина газопровода,
а затем АСУ ТП, используя вычисленное значение λф, определяет коэффициент эффективности эксплуатации газопромыслового шлейфа, используя алгоритм, описываемый соотношением

и заносит полученные величины λф и Е в свою БД, а также одновременно выводит значение E на пульт оператора, после чего по величине E, индивидуальной для каждого газосборного шлейфа, судят о загрязненности конкретного газопромыслового шлейфа и о коэффициенте эффективности его эксплуатации - загрязненности его внутренней поверхности.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к средствам неразрушающего контроля и может быть использовано для диагностики напряженно-деформированного состояния магистральных трубопроводов.

Изобретение относится к области диагностики и контроля состояния подземных стальных трубопроводов и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, коммунальном хозяйстве и других областях промышленности, эксплуатирующих стальные трубопроводы.

Изобретение относится к области мониторинга состояния трубопроводов. Технический результат - повышение точности контроля.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту. Технический результат - создание экономичной, стационарной оптической системы мониторинга надземных переходов магистральных трубопроводов, позволяющей получать информацию о реальном изменении геометрии трубы надземного перехода и положения ее опор в формате 3D.

Изобретение относится к технике неразрушающего контроля качества магистральных трубопроводов, в частности, к способам внутритрубной дефектоскопии с помощью дефектоскопов-снарядов.

Устройство и способ предназначены для определения положения трубопровода в пространстве при эксплуатации и строительстве трубопроводов. Устройство состоит из аппаратной части: акселерометров, гироскопов и одометра, и программной части, при этом аппаратная часть установлена на внутритрубный инспекционный прибор и состоит из набора датчиков.

Способ относится к системам автоматического контроля работы нефтегазового оборудования и позволяет своевременно обнаруживать предаварийные ситуации, связанные с отложением гидратов в газовом оборудовании.

Изобретение относится к системам управления, предназначенным для обеспечения дистанционного контроля технологическим процессом транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения профиля искривления протяженных трубчатых каналов. Измеритель искривления трубчатого канала содержит датчики изгиба (4), подключенные к измерительной схеме.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для определения пространственного положения подводного трубопровода. В способе измеряют модуль вектора индукции магнитного поля Земли (ВИМПЗ) при помощи магнитометров, установленных совместно с точкой приема сигнала на одном вертикальном носителе, буксируемом за судном.

Изобретение относится к области экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов. Технический результат - повышение точности определения срока службы трубопровода. Способ заключается в том, что проводят количественную оценку процесса деградации трубопровода от переменных нагрузок, количественно выраженную в усталостной поврежденности трубопровода как функции времени эксплуатации, характеризующей процесс накопления усталостных повреждений в трубопроводе. Определяют поврежденность трубопровода, характеризующую процесс деградации трубопровода от коррозии и коррозионного растрескивания под напряжением и поврежденность трубопровода от эксплуатационных дефектов, в частности трещин, язв, гофр, вмятин, задиров или царапин. 1 з.п. ф-лы,3 табл., 1 ил.
Изобретение относится к области мониторинга трубопроводных систем, эксплуатируемых в сложных климатических условиях, в частности к способам оценки технического состояния трубопроводов надземной прокладки в условиях вечной мерзлоты. Способ мониторинга заключается в выполнении этапов установки контрольного и измерительного оборудования, сбора данных по показаниям контрольного и измерительного оборудования, передачи и записи данных, анализа и оценки результатов обработки и принятия решения о необходимости проведения компенсационных мероприятий по результатам комплексного мониторинга технического состояния трубопроводов надземной прокладки. В процессе выполнения способа определяют текущее положение трубопровода и опор трубопровода и его отклонение от проектного положения, величины нагрузок на опоры, напряжение изгиба трубопровода, напряжения компенсатора, и оценивают допустимость напряженно-деформированного состояния трубопровода. Изобретение позволяет проводить оценку технического состояния и определение режимов безаварийной работы трубопроводов надземной прокладки, эксплуатируемых в условиях вечной мерзлоты.

Изобретение относится к системам контроля состояния магистральных и промысловых нефтепроводов, газопроводов и нефтепродуктопроводов и может быть использовано для отслеживания прохождения внутри обследуемых трубопроводов внутритрубных диагностических снарядов и определения местоположения особенностей трубопроводов. Техническим результатом является повышение точности определения времени прохождения внутритрубного снаряда вблизи контрольных точек и тем самым точности определения положения особенностей трубопровода. Этот результат достигается тем, что снаряд пропускают внутри трубопровода, измеряют измерительной системой снаряда физические величины, характеризующие состояние и/или характеристики снаряда и/или трубопровода, и записывают их в накопитель данных снаряда с привязкой ко времени по часам снаряда. С помощью регистратора, установленного вблизи контрольной точки трубопровода, измеряют физические величины, позволяющие идентифицировать прохождение снаряда вблизи регистратора, формируют и записывают в накопитель данных регистратора характеристики, идентифицирующие соответствующие моменты времени прохождения снаряда по часам регистратора. С помощью передатчика, расположенного в одном из пары объектов, состоящей из снаряда и регистратора, передают сигнал с временной характеристикой, связанной с показаниями часов на стороне передатчика; принимают переданный сигнал приемником, расположенным в другом из указанной пары объектов, и записывают в накопитель данных на стороне приемника характеристику, связанную с временной характеристикой принятого сигнала, с привязкой к часам на стороне приемника. Определяют разность показаний часов на стороне передатчика и приемника, тем самым величину расхождения времени по часам регистратора и снаряда, и используют ее в контрольной точке для определения характеристик трубопровода. 2 н. и 36 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к обеспечению безопасности эксплуатируемых подземных трубопроводов и предназначено для предотвращения врезок в трубу, установке боеприпасов для ее подрыва, имитаторов утечек перекачиваемого продукта для дезинформации службы безопасности, а также для обнаружения утечек перекачиваемого продукта. Технический результат позволяет повысить надежность обнаружения. В способе анализируется суммарный сигнал от детекторов упругих колебаний, установленных по обе стороны трубопровода на наличие в нем составляющих от шагов нарушителей с определением их численности. При обнаружении такой информации оценивают минимально возможное время доступа к трубопроводу группой нарушителей установленной численности. Одновременно формируют огибающие энергии и плотности переходов через нуль суммарного сигнала и решение принимают при превышении ими эталонных уровней в течение указанного минимально возможного времени доступа к трубопроводу. 8 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Новое техническое решение обеспечивает расширение функциональных возможностей, повышение удобства и снижение трудоемкости обслуживания, а также создание компактной конструкции контрольно-измерительного пункта, благодаря тому, что стойка контрольно-измерительного пункта выполнена из отрезка трубы прямоугольного поперечного сечения, на верхнем торце которой размещен клеммный терминал, содержащий опорно-соединительное кольцо, на внутренней поверхности которого выполнены держатели в виде вертикальных направляющих с пазами, в которых установлены взаимозаменяемые клеммные панели; на каждой клеммной панели выполнена сетка монтажных отверстий, при этом соседние отверстия расположены на одинаковом расстоянии друг от друга, крышка выполнена в виде съемного колпака, представляющего собой четырехгранную призму, установленную с возможностью взаимодействия с опорно-соединительным кольцом, километровый знак выполнен сборно-разборным и состоит из двух указательных пластин и двух соединительных кронштейнов. 8 ил.

Изобретение относится к области автоматизированных систем мониторинга и диагностики технического состояния металлических подземных сооружений. Технический результат - повышение качества комплексного дистанционного мониторинга и анализа уровня коррозионной защиты подземных сооружений для определения причин возникновения коррозии и принятие своевременных мер по ее предотвращению. Аппаратно-программный комплекс мониторинга коррозионной защиты подземных сооружений состоит из связанных между собой системы измерений и обработки результатов измерений, системы обеспечения измерений и дистанционного управления, системы связи, центра мониторинга и управления. 4 ил.

Способ предназначен для обеспечения промышленной безопасности технологического оборудования установок. Способ включает анализ требований нормативных документов на технические устройства и занесение сведений об их характеристиках в информационную базу данных, оценку технического состояния технических устройств в разные периоды эксплуатации их с учетом их технического состояния до начала эксплуатации, формирование общей информационной базы данных о фактическом техническом состоянии устройств в разные периоды времени и динамики развития технического состояния в будущем на основе сведений, полученных при оценке технического состояния на предыдущих стадиях. При этом при оценке проводят техническую генетику состояния технических устройств с получением данных об их техническом состоянии за предыдущий период времени, проводят техническую диагностику их состояния на настоящий период времени, проводят техническую прогностику их состояния на последующий период их эксплуатации. Выделяют из общего числа технические устройства, входящие в производственный комплекс оборудования, отнесенные к категории слабых звеньев, наиболее подверженных деградационным процессам, снижающим их эксплуатационную надежность. Устанавливают причины, снижающие их работоспособность. На основе экспертно-бальной оценки с помощью матричной формы анализа полученной информации о степени надежности и безопасности эксплуатации тому или иному обследуемому устройству присваивают числовое значение ранга опасности от 1 до 4 в зависимости от их технического состояния на основе полученных результатов при проведении технической генетики, технической диагностики, технической прогностики. Далее в зависимости от присвоенного техническому устройству ранга опасности устанавливают уровень, объем и периодичность проводимого неразрушающего контроля технического состояния технического устройства. Технический результат - обеспечение промышленной безопасности технологического оборудования установок. 9 з.п. ф-лы, 27 табл.

Изобретение относится к области инженерной геодезии и может быть использовано для контроля положения трубопроводов надземной прокладки. На сваи опор трубопровода устанавливают деформационные марки. На расстоянии не более 50 м от трубопровода устанавливают грунтовые глубинные реперы, вдоль трубопровода с интервалом 20-40 км устанавливают референцные станции, определяют их координаты в государственной сети и переводят в местные координаты, которые передают на сервер. Затем в местной системе координат осуществляют нулевой цикл измерений координат деформационных марок относительно грунтовых глубинных реперов, определяют нулевое планово-высотное положение трубопровода и по результатам всех измерений строят проектную цифровую модель трубопровода. В процессе эксплуатации трубопровода с помощью мобильных GPS/ГЛОНАСС приемников осуществляют контрольные измерения координат деформационных марок, характеризующих текущее планово-высотное положение трубопровода, передают данные измерений на сервер и строят текущую цифровую модель трубопровода. По результатам сравнения с проектной цифровой моделью определяют участки, на которых отклонение текущего положения трубопровода от проектного превышает допустимые значения. Технический результат: упрощения процедуры обращения, хранения и передачи данных, повышение точности и скорости определения текущего положения трубопровода. 10 з.п. ф-лы, 11 ил.

Группа изобретений относится к трубопроводному транспорту. Для защиты от коррозии в трубопроводе используется катодная защитная система, которая содержит множество расположенных в почве стержней заземления, которые электрически соединены каждый с почвой и электрически связаны с находящимся в соединении с почвой трубопроводом. Для обеспечения небольшой сложности системы трубопровода относительно инфраструктуры связи, связь между устройствами связи осуществляется через сам трубопровод. Устройства связи содержат сенсорные блоки и узлы входа в центральный блок обработки. Расположенные вдоль трубопровода сенсорные блоки служат для измерения сигналов и снабжаются энергией из катодной защитной системы. За счет этого нет необходимости в отдельной системе электроснабжения. Для обеспечения возможности снабжения энергией полностью из катодной защитной системы, каждый автономный сенсорный блок снабжен такими компонентами, которые обеспечивают возможность связи с помощью менее сложных способов модуляции. За счет обработки возникающих в результате сотрясений почвы сигналов и их классификации, во входные узлы передаются сообщения тревоги лишь при распознавании критичных событий. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на трубопроводах в качестве централизованной системы автоматических защит от превышения давления, обеспечивающей безаварийность технологического процесса транспортировки нефти (нефтепродуктов). Централизованная система противоаварийной автоматики (ЦСПА) магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов представляет собой программно-технический комплекс (ПТК), содержащий сервер ЦСПА с горячим резервированием, и автоматизированное рабочее место (АРМ) ЦСПА, причем ПТК выполнен с возможностью интеграции с системой диспетчерского контроля и управления (СДКУ) посредством сервера ввода-вывода СДКУ, при этом сервер ЦСПА и АРМ ЦСПА содержат соответствующие модули. В результате обеспечивается системная комплексная защита магистрального трубопровода от аварийных ситуаций, связанных с повышением давления, потерей герметичности или сейсмическими воздействиями более 6 баллов. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх