Наверх

Комплексирование различных систем – путь к надежному мониторингу газопроводов

Дата публикации: 02 Декабря 2019

«ГАЗОВЫЙ БИЗНЕС», журнал «Российского газового общества»

Номер 4, 2019 г.

 

КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМ – ПУТЬ К НАДЕЖНОМУ МОНИТОРИНГУ ГАЗОПРОВОДОВ  

Р.А.Асхатов, генеральный директор АО «ОМЕГА»

А.И.Турбин, советник Министра энергетики РФ (2001-2008)  

 

 

 

Статья 17 Федерального закона от 21 июля 2011 г. N 256-ФЗ "О безопасности объектов топливно-энергетического комплекса" устанавливает, что «субъекты топливно-энергетического комплекса … обязаны обеспечить на стадиях проектирования, строительства и эксплуатации объектов системы газоснабжения осуществление комплекса специальных мер по безопасному функционированию таких объектов, локализации и уменьшению последствий потенциальных чрезвычайных ситуаций на таких объектах». Очевидно, что эти слова возлагают непосредственно на эксплуатантов ответственность не только за работоспособность трубопроводов, но и за безопасность их эксплуатации, нарушения которой чреваты серьезными, а то и катастрофическими последствиями экономического, техногенного и экологического свойства.   

В этой связи первоочередное значение приобретает своевременное получение исчерпывающей информации о происшествиях в охранной зоне трубопровода, а также, в идеале, о развитии техногенных и антропогенных факторов, способных угрожать безопасности трубопровода.

Мониторинг отечественных трубопроводов: важный компонент в обеспечении безопасности ТЭК

 

Из анализа годовых отчетов Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору следует, что аварийность на российских магистральных трубопроводах имеет выраженный региональный характер.

 

Распределение несчастных случаев со смертельным исходом на российских трубопроводах в 2010–2016 гг.

Федеральные округа

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Итого

Центральный

3

3

2

0

3

2

3

16

Северо-Западный

3

1

1

3

0

0

0

8

Южный

1

4

3

3

1

1

1

14

Северо-Кавказский

0

0

0

0

1

0

0

1

Уральский

3

4

10

3

1

5

6

32

Приволжский

2

5

5

2

2

2

3

21

Сибирский

0

0

0

0

0

0

0

0

Дальневосточный

1

0

0

1

0

1

0

3

 

    При этом основными причинами таких инцидентов как в России, так и за рубежом остаются внешние воздействия, коррозионное разрушение, дефекты оборудования и материала, ошибочные действия персонала и стихийные природные явления. Между тем, в России аварии на трубопроводах случаются несколько чаще по таким причинам, как несанкционированные врезки (на нефте- и нефтепродуктопроводах), случайные повреждения трубопроводов строительной техникой и иными механическими средствами, а также высокий процент коррозии на газопроводах большого диаметра.

 

Регионы разные, проблема одна: СОУиКА зафиксировала утечку флюида близ федеральной трассы «Кавказ»

 

По физическим принципам работы существуют следующие виды систем мониторинга, обладающие, согласно экспертным заключениям, характерными преимуществами и недостатками:

а) Визуальные, т.е. основанные на обнаружении самой утечки или ее следов. Недостатки очевидны: не в каждую точку трубопровода может проникнуть специалист, возможности зрения которого к тому же ограничены очевидными пределами.  

 

Обходчик трубопроводов: профессия из прошлого?

 

б) Ультразвуковые, основанные на законах распространения, преломления и отражения упругих волн частотой 0,5 -2,5 МГц.

г) Инфразвуковые, позволяющие обнаруживать и регистрировать на больших расстояниях колебания среды, связанные с утечкой. Для обоих названных акустических принципов характерен широкий разброс в идентификации места утечки, а также относительно низкая надежность при дистанционном обнаружении.

д) Тепловые, контролирующие изменение температурных полей при утечке.

е) Вибрационные, регистрирующие механические колебания определенной частоты, наблюдаемые в стенке трубопровода.

ж) Электромагнитные, основанные на регистрации изменения коэффициента магнитной проницаемости при намагничивании металла трубы.

з) Электрические: регистрация изменений электрического поля. Они достаточно надежны, но требуют, как и другие связанных с электричеством системы, подвода электротока на трассу газопровода.

и) Электроемкостные, контролирующие изменение электроемкости конструкций при изменении от утечки диэлетрической проницаемости грунта.

к) Химические, в основе которых лежит регистрация выхода в окружающую среду жидкого радиолактивного изотопа, флуоресцентного вещества, или устройства, реагирующие на присутствие газов и легких углеродов. Находятся в стадии разработки, надежны, но требуют установки в охранной зоне сложных аналитических устройств.

Кроме параметрических систем мониторинга трубопроводов, базирующихся на анализе баланса объема, скорости, изменении давления и потока газа, в настоящее время разработаны и внедряются как минимум четыре основных базовых технологии. Это системы, основанные на применении волоконно-оптического датчика (ВОД) в качестве чувствительного элемента, т.н. модель переходных процессов в реальном времени (RTTM), статистический анализ, а также (в основном при транспортировке жидкостей) анализ волны отрицательного давления (NPWA).

RTTM представляет собой гидравлическую модель, построенную на данных, получаемых с расположенных в разных точках трубопровода датчиков. Обычно они монтируются на пунктах подачи/приема продукта, а также насосных и компрессорных станциях. Статистический анализ основан на сопоставлении ряда различных данных, поступающих с трубопровода, из которых наиболее значимыми остаются характеристики потока, давление и температура. NPWA изучает форму давления волны и силу утечки. Методы, основанные на применении ВОК, используют свойство оптического кабеля регистрировать отклонение в акустическом поле и температуре вблизи трубопровода. Основной недостаток всех этих технологий – низкая точность в определении места чрезвычайного событий, а также относительно невысокая скорость реакции на него. 

 С 2010-го г. московская компания «ОМЕГА» разрабатывает и внедряет многофункциональные системы мониторинга для протяженных объектов, действие которых основано на применении волоконно-оптического кабеля в роли датчика. Серийно выпускаемая Система обнаружения утечек и контроля активности (СОУиКА «ОМЕГА»), которой оборудовано 6000 километров российских и зарубежных трубопроводов,  является продуктом комплексирования двух подсистем - DTS (Distributed Temperature Sensor, распределенный датчик температуры) и DАS (Distributed Acoustic Sensor, распределенный датчик вибрации).  DTS в режиме реального времени анализирует изменения в температурном поле и с точностью в несколько метров обнаруживает утечки газа, нефти и других жидкостей. DАS посредством анализа вибраций в непосредственной близи трубопровода указывает на активность третьих лиц и другие потенциальные опасности в охранной зоне, а также служит для подтверждения факта утечки по акустическому признаку.

Не требующий электропитания, пассивный в электрическом и электромагнитном отношении, скрытый от злоумышленников многофункциональный оптоволоконный кабель – распределенный сенсор СОУиКА: идеальный продукт для комплексирования

 

Между тем, в международном дискурсе в области волоконно-оптического мониторинга бытует мнение о том, что основным недостатком рассматриваемой технологии является сложность доказательства ее эффективности. Эта точка зрения легко объяснима: компании-операторы трубопроводов неохотно предоставляют действующие объекты для такого рода тестов, организация которых в ряде случаев прямо противоречий техническим условиям эксплуатации трубопроводов.

Другим системным недостатком оптоволоконного принципа обнаружения утечек, а также несанкционированной активности в охранной зоне трубопровода, является остающаяся высокой, но все же вероятностная природа идентификации событий. Основываясь на микроскопических изменениях в виброакустическом и температурном поле, пусть даже и будучи оснащенной (как это впервые в европейском практике и произошло в случае СОУиКА «ОМЕГА») искусственной нейронной сетью для более точной идентификации событий, оптоволоконная система в известном смысле «слепа» и в принципе способна принять за утечку, например, весенний разлив реки. Она не может визуально задокументировать обнаруженные воздействия, а точность такого обнаружения и идентификации, согласно мировой практике, не превышают 70-85 процентов. Исходя из опыта эксплуатации имеющихся систем, экспертами АО «ОМЕГА» были сформулированы следующие требования для систем обнаружения утечек (СОУ). Они должны обладать высокой чувствительностью; дистанционным контролем, точностью определения мест утечек, фиксацией времени начала утечки или врезки, низкой вероятностью ложных срабатываний, низкой стоимостью оборудования, его монтажа и обслуживания в расчете на 1 км трубопровода.

Достоинства комбинированных систем заключается в том, что технический результат достигается за счет комплексирования двух и более методов в одной системе.  Более того: в некоторых странах использование комбинированной системы мониторинга на трубопроводе газа или нефти является обязательным. Так, принятые в Германии «Технические правила для трубопроводных систем» (TRFL) выдвигают следующие безальтернативные требования к СОУ:

- наличие двух независимых методов непрерывного обнаружения утечек при стационарном режиме работы, один из которых должен обеспечивать обнаружение утечек при переходных процессах, т.е. при запуске трубопровода;

- возможность обнаружения утечек при остановленном трубопроводе;

- наличие метода обнаружения медленно развивающихся утечек и метода быстрой локализации утечек.

Ряд аналогичных требований выдвигают и разработанные Американским институтом нефти (США) стандарты API 1130 “Computational Pipeline Monitoring for Liquids”, API 1155 “Evaluation Methodology for Software Based Leak Detection Systems”  и API RP 1175 “Pipeline Leak Detection—Program Management”.

 

Система обнаружения утечек и контроля активности (СОУиКА): комплексирование – это веление времени

 

В этой связи АО «ОМЕГА», являясь одним из отечественных лидеров по разработке инновационных систем мониторинга трубопроводов, созвучных идеологии импортозамещения, пришло к необходимости дооснастить свою последнюю по времени разработку (Оптоволоконную систему мониторинга трубопроводов, ОСМТ) параметрическими датчиками. Согласно реализуемой ныне стратегии развития компании, для коренного повышения точности места утечки, а также распознавания прочих потенциально опасных событий, предприятие применит датчики динамического давления (гидрофоны) для измерения гидроакустических колебаний. Их частотный диапазон будет варьироваться от 5 до 5000 Гц, сочетаясь с высокой частотой опроса (2000 изм/сек). Минимально регистрируемое изменение давления составит 0,01 кПа.

Другим новшеством в уже завоевавшей отечественный рынок ОСМТ «ОМЕГА» станет применение датчиков избыточного статического давления с погрешностью измерения не хуже 0,15%, а также акселерометров с диапазоном измерения от 1 до 200 мм/с. Параллельно идут работы по комплексированию ОСМТ с системами глобального позиционирования, которые смогут оперативно поставлять операторам информацию о пространственном смещении участков трубопровода Они могут быть вызваны, в частности, селями и  карстовыми провалами.  

Кроме коренного повышения надежности всех параметров работы системы «ОМЕГА» диверсификация арсенала применяемых измерительных средств позволит существенно расширить и диапазон применения нового универсального контрольно-измерительного комплекса. Так, уже в начале 2019 года в Риге (Латвия) состоятся контрольные испытания нового продукта компании – Системы мониторинга тепловых сетей (СМТС «ОМЕГА»), предназначенного для жилищно-коммунального хозяйства.

 

 

   

Специалисты АО «ОМЕГА» готовят полигон с возможностью имитации утечек газа из трубы под различным давлением.  

 

Еще один важный путь, по которому идет компания и который, по всей видимости, станет магистральным для производителей систем мониторинга магистральных газопроводов – это интеграция СОУ с системами управления и автоматизации, применяемыми на трубопроводе. По убеждению авторов концепции новой СОУ, это решение откроет дорогу для автоматизации реакции трубопроводной автоматики на выверенную информацию, полученную в случае начала утечки или регистрации другого значимого события.

Важно отметить, что кроме чисто технологических преимуществ комбинированная система мониторинга газопроводов обладает и таким важным свойством, как перспектива скорой окупаемости. При этом стоимость системы следует сравнивать с совокупностью возможных расходов компании-оператора на выплату постоянно возрастающих штрафов за экологический ущерб, восстановление собственной инфраструктуры, а также, в худшем случае, разного рода компенсации жертвами несчастного случая, к которому привела утечка.             

 

Список литературы

 

1.  Федеральный закон от 21 июля 2011 г. N 256-ФЗ "О безопасности объектов топливно-энергетического комплекса". https://rg.ru/2011/07/26/tek-dok.html Дата обращения - 26 ноября 2019 г. 

2. Годовые отчеты о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору [Электронный ресурс]. – URL: http://www.gosnadzor.ru/public/annual_reports (дата обращения: 20.11.2019).

3. По анализу различных систем мониторинга см., в частности, N.Psel, E.Akhmedov and A.Turbin. OMEGA-LDACS: Safer Detection with the Distributed Acoustic Sensor. 3R, Technical Journal for Piping System Integrity and Efficiency. Pipeline Special 2013. Vulkan-Verlag GmbH, Essen, Germany. pp. 43-46.

4. Н.Псел, Р.Прокопьев, А.Турбин. Методика испытаний модернизированной системы обнаружения утечек и контроля активности для мониторинга газо- и нефтепроводов. Научный журнал Российского газового общества, N 4, 2014 г., стр.87      

5.      Российские производители осваивают выпуск новой высокотехнологичной продукции для проектов «Газпрома» [Электронный ресурс]. – URL: http://www.gazprom.ru/press/news/2017/may/article334443 (дата обращения: 25.11.2019).

6. Айроян З.А., Коркишко О.А., Сухарев Г.В. Мониторинг магистральных нефтепроводов с помощью беспилотных летательных аппаратов [Электронный ресурс] // Инженерный вестник Дона. – 2016. – № 4. – URL: http://

www.ivdon.ru/ru/magazine/archive/n4y2016/3898 (дата обращения: 20.03.2018).

7. Мониторинг объектов нефтегазовой отрасли. –

URL: https://ascam.aero/monitoring-obetov-nefte-gazovoy-otrasli (дата обращения: 20.03.2018).

8.   Omega Heating Networks Monitoring System For Energy Saving And Technological Safety. https://www.prlog.org/12798959-omega-heating-networks-monitoring-sytem-for-energy-saving-and-technological-safety.html (Дата обращения 26 ноября 2019 г.)