Проектирование продуктопровода для перекачки продукции Вынгапуровского газоперерабатывающего завода. Выбор средств измерения давления для проектируемого участка трассы

/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

Комплексный дипломный проект

Тема:

Проектирование продуктопровода для перекачки продукции Вынгапуровского газоперерабатывающего завода. Выбор средств измерения давления для проектируемого участка трассы

Студентка группы АГ 07-01

Р.Р. Мутагарова

Руководитель д.т.н., профессор

С.М. Султанмагомедов

Уфа - 2012

РЕФЕРАТ

Комплексный дипломный проект (часть 2) 115 л, 20 рисунков, 14 таблиц, 16 использованных источников, 1 приложение.

Выбор средств измерения давления для проектируемого участка трассы, метрологические характеристики, манометр, датчик давления, гидроуклон, система обнаружения утечек, автоматизация линейной задвижки

Объектом исследования является магистральный продуктопровод «Вынгапуровский газоперерабатывающий завод - Наливная железнодорожная эстакада широкой фракции легких углеводородов в районе г. Ноябрьск».

В процессе исследования выполнен расчет перепадов давления на продуктопроводе, а также произведен подбор средств измерения давления.

Цель работы - разработка системы автоматизации узла задвижки.

В результате исследования спроектирована система автоматизации магистрального трубопровода для подачи широкой фракции легких углеводородов с Вынгапуровского газоперерабатывающего завода на наливную железнодорожную эстакаду. Произведен расчет фактического давления в предполагаемых контрольных точках, выполнен подбор оборудования для определения давления в каждой конкретной точке. Подобрана современная система обнаружения утечек, работающая на виброакустическом принципе, которая позволяет производить интеллектуальную фильтрацию сигналов, с целью недопущения ложных срабатываний.

Технико-экономические показатели подтверждают повышение экономических выгод от внедрения системы обнаружения утечек.

Внедрение отсутствует.

Эффективность работы заключается в повышении информативной точности.

СОДЕРЖАНИЕ

Определения, обозначения, сокращения

Введение

1. Технологические решения объекта проектирования

1.1 Инженерные изыскания

1.2 Технологический расчет продуктопровода

1.3 Конструктивная характеристика продуктопровода

1.4 Защита трубопровода от коррозии

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и основание предмета поиска

2.2 Регламент патентного поиска

2.3 Результаты поиска

2.4 Анализ результатов патентного поиска

3. Автоматизация линейной части продуктопровода

3.1 Задачи и цели автоматизации

3.2 Система диспетчерского контроля и управления

3.3 Программируемый логический контроллер ЭЛСИ-ТМ

3.4 Верхний уровень автоматизации. SCADA Infinity

3.5 Технические средства автоматизации

4. Выбор средств измерения давления на проектируемом участке трассы

4.1 Метрологические характеристики

4.2 Свойства трубчатого манометра

4.3 Расчет фактического давления на контрольных пунктах

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Опасные и вредные факторы на объектах нефте- и нефтепродуктопроводного транспорта

5.2 Взрыво- и пожароопасность производства

5.3 Токсичность и вредность рассматриваемого продукта перекачки

5.4 Мероприятия по обеспечению безопасности работы на линейной части продуктопровода

5.5 Выбор молниеотводов для защиты объектов производства

6. Правонарушения в России в области трубопроводного транспорта

6.1 Решение экономической проблемы

6.2 Обоснование возможного облика комплексированной системы защиты магистральных трубопроводов от преднамеренных угроз

6.3 Контуры комплексированной системы рассматриваемого назначения

6.4 Пути улучшения системы

6.5 Экономическая оценка эффективности системы

Заключение

Список использованных источников

Приложение А. Перечень демонстрационных листов

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ

ж.д. - железнодорожная

ШФЛУ - широкие фракции легких углеводородов

ВЛ - высоковольтная линия

АСУ ТП - автоматизированная система управления трубопроводом

ЦПУ - центральной пункт управления

КС - компрессорная станция

ДВК - довзрывоопасная концентрация

НКПВ - нижний концентрационный предел взрываемости

ТБ - техника безопасности

ППР - проект производства работ

ЛЭП - линия электропередач

ГВВ - горизонт высоких вод

СМР - строительно-монтажные работы

СОД - средство очистки и диагностики

ЦП - центральный процессор

ПК - персональный компьютер

ЧЭ - чувствительный элемент

КИП - контрольно-измерительные приборы

ПТК - программно-технический комплекс

СДКУ - системы диспетчерского контроля и управления

СКЗ - станций катодной защиты

ТС телесигналов

ТИ телеизмерений

ПУ - пункт управления

КП - контрольный пункт

СОУ - система обнаружения утечек

СОД - ситема обнаружения и диагностики

ПЛК - программно-логический контроллер

ЛПДС - линейная производственно-диспетчерская станция

ПДК - Предельно допустимая концентрация

АСУ ПБ - Автоматизированная система управления производственной безопасности

ОТ и ПБ - Охрана труда и техника безопасности

ВВЕДЕНИЕ

Сегодня система нефте- и нефтепродуктопроводов обслуживает трубопроводы, пролегающие во всех районах Российской Федерации, а также за рубежом. Их общая протяженность в однониточном исполнении составляет более 200 тыс. км. В связи с огромной важностью для экономики государства эффективной и надежной работы трубопроводного транспорта, а так же высокими требованиями, предъявляемыми к охране окружающей среды от вредных воздействий, огромное значение придается повышению роли автоматизации, контролю за работой объектов магистральных трубопроводов, а также координации их работы.

В настоящее время основной задачей транспорта нефти является повышение эффективности и качества работы транспортной системы. Для выполнения этой задачи предусмотрено строительство новых и модернизированных действующих нефтепроводов, широкое внедрение средств автоматики, телемеханики и автоматизированных систем управления транспортом нефти.

В данном комплексном дипломном проекте (часть 2) особое внимание уделено подбору средств измерения и контроля давления магистрального продуктопровода, а также основным решениям по микропроцессорной системе диспетчерского контроля и управления.

Цель данного комплексного дипломного проекта - разработка системы автоматизации узла задвижки.

Задачами дипломного проекта являются:

- обзор технологических процессов перекачки различных продуктов, структуры системы автоматизации линейной задвижки и системы обнаружения утечек;

- выбор средств измерения давления на проектируемом участке трассы, основанный на расчете давления в определенных точках трассы;

- внедрение системы автоматизации основного и вспомогательного оборудования линейной части магистрального трубопровода.

Объем принимаемой и передаваемой информации по последовательному интерфейсу с электропривода задвижки принят в соответствии с действующими нормативными и законодательными актами РФ, а так же требованиями Ростехнадзора и Росприроднадзора.

При работе над проектом были использованы материалы ОАО «НИПИгазпереработка» (проект продуктопровода «Вынгапуровский ГПЗ - Наливная железнодорожная эстакада широкой фракции легких углеводородов в районе г. Ноябрьск»).

1. Технологические решения объекта проектирования

Проектируемый продуктопровод «Вынгапуровский газоперерабатывающий завод (ГПЗ) - Наливная железнодорожная эстакада широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в районе г. Ноябрьск» условным диаметром 250 мм протяженностью 80,2 км на рабочее давление 4,0 МПа предназначен для подачи ШФЛУ марки «А» по ТУ 38.101524-93 с Вынгапуровского ГПЗ на Наливную ж.д. эстакаду ШФЛУ в районе г. Ноябрьск.

ШФЛУ подается в проектируемый продуктопровод с Вынгапуровского ГПЗ со следующими параметрами:

- расход - до 790 тыс. т/год;

- максимальное давление - 2,8 МПа;

- температура - от минус 5 до плюс 40^оС.

ШФЛУ по продуктопроводу подается на вход Наливной ж.д. эстакады ШФЛУ в районе г. Ноябрьск со следующими параметрами:

- температура - от минус 5 до плюс 12^оС (соответствует температуре грунта на уровне залегания продуктопровода);

- давление - не менее 1,4 МПа.

Пропускная способность продуктопровода «Вынгапуровский ГПЗ - Наливная железнодорожная эстакада широкой фракции легких углеводородов в районе г. Ноябрьск» Д_у 250 протяженностью 80,2 км при давлении ШФЛУ на входе продуктопровода 4,0 МПа и на выходе 1,4 МПа составит 1100 тыс. т/год.

Расчетный срок эксплуатации продуктопровода - 30 лет.

Режим работы продуктопровода непрерывный, круглосуточный.

Расчетное время работы продуктопровода принимается равным 8400 ч/год.

Трасса продуктопровода проходит по равнинно-болотистой местности Ямало-Ненецкого автономного округа, Пуровского района Тюменской области, по территории с крайне сложными топографическими условиями - широкое распространение заозеренных болот, рек, ручьев, многолетнемерзлых грунтов и бугров пучения.

Проектом предусмотрена подземная прокладка трубопровода.

Во избежание оттаивания многолетнемерзлых грунтов вблизи продуктопровода, транспортирующего ШФЛУ с температурой до 40°С, предусмотрена теплоизоляция продуктопровода.

Учет ШФЛУ, транспортируемой по проектируемому продуктопроводу, выполняется в начале продуктопровода на узле коммерческого учета, расположенного на площадке Вынгапуровского ГПЗ, и в конце продуктопровода - на узле оперативного учета, расположенного на площадке Наливной ж.д. эстакады ШФЛУ в районе г. Ноябрьск.

В проекте предусмотрено управление запорной арматурой на линейных крановых узлах продуктопровода: по месту; дистанционно из блок-боксов электронного оборудования; автоматизированное с АСУ ТП.

Для контроля технического состояния продуктопровода, в том числе средств электрохимической защиты, герметичности трубопроводов, узлов запуска и приема очистных устройств и запорной арматуры проектом предусмотрена система диспетчерского контроля и сбора данных (SCADA). Мониторинг и дистанционное управление продуктопроводом осуществляется из ЦПУ Наливной ж.д. эстакады ШФЛУ в районе г. Ноябрьск.

Для обеспечения безопасной эксплуатации продуктопровода, уменьшения выбросов в окружающую среду проектом предусмотрены системы обнаружения утечек ШФЛУ и контроля загазованности.

Для производства ремонтных работ проектом предусмотрено вытеснение ШФЛУ из продуктопровода продувочным газом. Продувочный газ подается в продуктопровод с Вынгапуровского ГПЗ по проектируемому газопроводу Д_у 80. Этот же газопровод используется для освобождения продуктопровода от продувочного газа на прием сырьевой КС Вынгапуровского ГПЗ.

Для учета продувочного газа на Вынгапуровском ГПЗ предусмотрен узел оперативного учета продувочного газа.

10 ноября 2011 года состоялся официальный ввод в опытно-промышленную эксплуатацию наливной эстакады по транспортировке широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) - продукта переработки попутного нефтяного газа, используемого в качестве сырья в нефтехимической отрасли.

Пропускная способность нового транспортного комплекса составит до 1,5 млн. тонн ШФЛУ в год. Общие инвестиции в реализацию проекта достигли 8,6 млрд. рублей. В состав объекта входят товарный парк на 10 тыс. м³, система трубопроводов, железнодорожная эстакада с системой двусторонних наливных стояков, а также объекты общезаводской инфраструктуры. Система приема, хранения и налива ШФЛУ полностью автоматизирована.

Ввод в эксплуатацию терминального комплекса в Ноябрьске обеспечивает до 20% расширения транспортных возможностей по доставке ШФЛУ из ЯНАО на газофракционирующие мощности, расположенные в Уральском федеральном округе, дополняя существующие железнодорожные и трубопроводные транспортные каналы.

Окончательным этапом реализации комплексной программы станет завершение строительства Вынгапуровского газоперерабатывающего завода с увеличением мощности до 2,4 млрд. м³ в год по приему попутного нефтяного газа и с процентом извлечения целевых фракций до 99%. На текущий момент завершены проектирование объекта и свайно-бетонные работы, осуществляется поставка оборудования, в активной фазе монтаж металлоконструкций и оборудования. Завершение строительства и ввод Вынгапуровского ГПЗ в эксплуатацию планируется летом 2012 года.

1.1 Инженерные изыскания

Описание трассы продуктопровода

В административном отношении трасса продуктопровода «Вынгапуровский ГПЗ - Наливная ж.д. эстакада ШФЛУ в районе г. Ноябрьск» проходит по территории, расположенной в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Выбор и разбивка трассы на местности, а также проектирование продуктопровода выполнены согласно требованиям действующих на период проектирования нормативных документов. Трасса выбрана с учетом крайне сложных топографических условий - широкое распространение заозеренных болот, рек, ручьев, многолетнемерзлых грунтов с соблюдением расстояний от оси продуктопровода до различных объектов [1].

Трасса продуктопровода пересекает ряд искусственных и естественных препятствий, перечень и количество которых приведено в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Перечень и количество искусственных и естественных препятствий, пересекаемых проектируемым продуктопроводом

Перечень и основные характеристики рек, пересекаемых проектируемым продуктопроводом, приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Реки, пересекаемые продуктопроводом «Вынгапуровский ГПЗ - Наливная ж.д. эстакада ШФЛУ в районе г. Ноябрьск»

Гидрологическая, инженерно-геологическая и геокриологическая характеристика района изысканий

Район изысканий расположен в бассейне реки Пур на территории водосбора её левобережного притока Пякупур и характеризуется хорошо развитой, но малоизученной, речной сетью. Важной гидрологической особенностью территории является замедленный поверхностный сток и слабый естественный дренаж грунтовых вод, что связано с плоским рельефом, малым врезом речных долин, наличием озер и болот.

Гидрологическая сеть района изысканий представлена реками: Пидяяха, Нюдя-Пидяяха, Денна, Гоэнсапур, Вынгапур, Чукусамаль, Тлятсяйяха, Апака-пур и Янга-Яха, а также ручьем без названия и небольшими озерами и старицами рек.

В результате выполненных инженерных изысканий выявлены следующие инженерно-геологические процессы и явления:

- развитие многолетнемерзлых грунтов;

- сезонное промерзание и оттаивание грунтов;

- морозное пучение грунтов;

- распространение болот и заболоченность;

- деятельность поверхностных вод.

Многолетнемерзлые грунты (ММГ) представлены торфом среднеразложившимся пластичномерзлым слоистой криотекстуры, суглинком массивной и слоисто-сетчатой криотекстуры, песком мелким твердомерзлым массивной криотекстуры.

Распространение ММГ наблюдаются в начале трассы проектируемого продуктопровода суммарной протяженностью до 5 км.

1.2 Технологический расчет продуктопровода

Цель расчета

Целью технологического расчета является определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет толщины стенки трубопровода, определение максимальной пропускной способности продуктопровода.

Исходные данные

Исходные данные для расчета:

- годовая производительность продуктопровода, G_Г = 790 тыс. т /год;

- протяженность продуктопровода (перевальные точки отсутствуют), L = 80,2км;

- разность геодезических отметок 25 м;

- средняя расчетная температура перекачки, примем минимально-допустимую температуру ШФЛУ t_Р = -5С;

- расчетная плотность ШФЛУ, при температуре перекачки 268 К (минус 5С) ₂₆₈ = 577 кг/м³;

- вязкость ШФЛУ, при 268К (минус 5С) ₂₆₈ = 0,35 мм²/с;

- коэффициент неравномерности перекачки К_нп = 1,07;

- допустимое рабочее давление Р_доп = 4,0 МПа;

- для обеспечения нормальной эксплуатации давление на выходе из продуктопровода должно быть не менее 1,4 МПа.

Структурная схема продуктопровода

В состав проектируемого продуктопровода входят:

- линейная часть трубопровода от границы Вынгапуровского ГПЗ до границы Наливной ж.д. эстакада ШФЛУ в районе г. Ноябрьск условным диаметром 250 мм протяженностью 80,2 км на рабочее давление 4,0 МПа;

- переходы через водные преграды (реки и ручьи) - 11 шт. Резервные нитки на переходах отсутствуют;

- переходы через автодороги - 5 шт.;

- переходы через коммуникации - 20 шт., в том числе 14 подземных и 6 ВЛ;

- линейные крановые узлы - 10 шт., включая:

а) узел запуска очистных и диагностических устройств (УЗОУ), совмещенный с охранным линейным краном - 1 шт.;

б) узел приема очистных и диагностических устройств (УПОУ), совмещенный с охранным линейным краном -1 шт.;

в) земляные амбары для аварийного сжигания ШФЛУ - 10 шт.;

г) станции катодной защиты продуктопровода от коррозии - 5 шт.;

д) блок-боксы электронного оборудования - 10 шт.;

- радиорелейные станции - 2 шт.;

- мачты антенной радиосвязи - 10 шт.;

- комплексные трансформаторные подстанции - 10 шт.;

- пункт обогрева линейных служб эксплуатации продуктопровода - 1 шт.;

- вертолетно-посадочная площадка - 1 шт;

- вдольтрассовая ВЛ 10 кВ.

Для производства ремонтных работ проектом предусмотрено вытеснение ШФЛУ из продуктопровода продувочным газом. Продувочный газ подается в продуктопровод с Вынгапуровского ГПЗ по проектируемому газопроводу Д_у 80. Этот же газопровод используется для освобождения продуктопровода от продувочного газа на прием сырьевой КС Вынгапуровского ГПЗ.

Для учета продувочного газа на Вынгапуровском ГПЗ предусмотрен узел оперативного учета продувочного газа.

Размещение объектов на продуктопроводе выполнено с учетом требований [1].

Линейные крановые узлы

Линейные крановые узлы предназначены для обеспечения безопасной эксплуатации продуктопровода, проведения плановых и аварийных ремонтных работ на отдельных участках продуктопровода. Линейные крановые узлы расположены на расстоянии не более 30 км друг от друга [1].На расстоянии 100 м от крановых узлов оборудуются земляные амбары для аварийного сжигания ШФЛУ.

Узлы запуска и приема очистных устройств

УЗОУ и УПОУ предназначены для пропуска по трубопроводу средств очистки и диагностики без остановки перекачки ШФЛУ. Для обеспечения безопасности работы персонала площадки УЗОУ и УПОУ оснащены системой сигнализации загазованности.

Газоанализаторы ДВК обеспечивают подачу предупреждающего светового и звукового сигналов при концентрации горючих продуктов 20% и аварийного светового и звукового сигнала при 50% от НКПВ (нижнего концентрационного предела воспламенения).

Предупреждающая и аварийная световая и звуковая сигнализация от группы датчиков ДВК предусмотрена по месту установки датчиков.

Продувка камер запуска и приема очистных устройств осуществляется азотом. Азот в баллонах доставляется обслуживающим персоналом при выполнении работ по очистке продуктопровода.

Для продувки камеры запуска (приема) очистных устройств Д_у 250 необходимый объем инертного газа составляет 3 м³.

1.3 Конструктивная характеристика продуктопровода

Трубы

Определение толщины стенок трубопровода выполняется с учётом:

- требований СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»;

- нормативных прочностных показателей стали труб по ТУ и ГОСТам;

- применения специальных сталей для северных районов;

- повышения степени надёжности работы продуктопровода на переходах через естественные и искусственные препятствия и требований охраны окружающей среды.

Расчетная толщина стенки трубы Д_у 250, выполненной из стали класса прочности К-50 на рабочее давление 4,0 МПа [2].

С учетом номенклатуры труб, выпускаемых российскими производителями, толщина стенки трубопровода принята равной 6 мм.

Устойчивость трубы против всплытия на водных переходах обеспечивается повышенной толщиной стенки трубы: 10 мм - на переходах через болота; 12 мм - на переходах через реки.

Линейная часть продуктопровода выполняется из труб диаметрами 273х6, 273х10 и 273х12 из стали класса прочности К-50.

На переходах через автодороги для защитных кожухов приняты трубы Д_у 500.

Проектом предусмотрена комплексная защита продуктопровода от подземной коррозии защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты. Защита трубопроводов от коррозии обеспечивает их работу без снижения давления на весь период эксплуатации.

Проектом предусмотрено использование труб в заводской изоляции усиленного типа.

Запорная арматура

В качестве линейной арматуры применены приварные шаровые краны Д_у 250 Ру 4,0 МПа с электроприводом, устанавливаемые подземно с удлинителями штока высотой не менее 2,5 м.

На байпасных линиях предусмотрены шаровые краны Д_у 100, Ру 4,0 МПа с электроприводом.

Вся применяемая арматура должна соответствовать классу герметичности А

Соединительные детали

На линейной части продуктопровода для осуществления поворотов, как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскости использованы отводы гнутые и вставки кривые по [3] и [4]. Радиус кривых вставок принят не менее 5Д_у для возможности проведения диагностических работ [2].

Проектом предусмотрены гнутые отводы и вставки в заводской изоляции усиленного типа. Возможно также изготовление гнутых отводов холодным гнутьем труб в заводской изоляции усиленного типа.

На линейных крановых узлах, узлах запуска и приема очистных устройств и узлах подключения для обвязки предусмотрены отводы по [5], тройники - по ГОСТ 17376-2001 «Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Тройники. Конструкция», переходы - по ГОСТ 17378-2001 «Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Переходы. Конструкция».

Камеры запуска и приема очистных устройств

Проектом предусмотрены камеры запуска и приема очистных устройств Д_у 250. Камеры снабжены устройствами для запасовки и извлечения очистных устройств. Каждая камера и устройство запасовки (извлечения) очистных устройств смонтированы на общей раме и устанавливаются на капитальном фундаменте.

Защита трубопровода от почвенной коррозии

Защита трубопровода от почвенной коррозии выполнена в соответствии с требованиями: СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»; ВСН 008-88 Миннефтегазстрой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозийная и тепловая изоляция»; ГОСТ-Р51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии».

Изоляция сварных стыков осуществляется термоусаживающимися манжетами.

1.4 Защита трубопровода от коррозии

Электрохимическая защита трубопровода от коррозии

Электрохимическая защита продуктопровода от почвенной коррозии осуществляется станциями катодной защиты (СКЗ).

Размещение СКЗ по трассе продуктопровода выполнено на основании действующей нормативно-технической документации и расчетов, с учетом рационального размещения и взрыво- и пожаробезопасности.

Для СКЗ приняты катодные преобразователи типа В-ОПЕ-ТМ, мощностью до 4 кВт. Катодные преобразователи размещаются в блок-боксах электронного оборудования.

В качестве анодных заземлителей предусмотрены глубинные заземлители, предназначенные для применения в грунтах Западной Сибири. Глубинный заземлитель представляет собой сваренную из стальных отработанных труб диаметром 219х8 мм колонну, свободно опущенную в скважину с глинисто-солевым активатором.

Проектом предусмотрено для каждой СКЗ установить по два глубинных заземлителя длиной по 35 м каждый. Анодные заземлители размещены на расстоянии от 150 до 300 м от продуктопровода.

Допускается использование в конструкции анодных заземлителей отработанных железнодорожных рельс вместо трубы 219х8 мм.

Прокладка линий постоянного тока от СКЗ к анодным заземлениям предусмотрено кабелем на тросе на опорах и по эстакадам.

Предусмотрены мероприятия по предотвращению вредного влияния проектируемой электрохимической защиты продуктопровода на пересекаемые подземные металлические сооружения и кабели связи в металлических оболочках. Для ликвидации вредного влияния электрохимзащиты, у пересечений с подземными металлическими сооружениями установлены контрольно-измерительные пункты с блоком резисторов и электрической перемычкой между продуктопроводом и пересекаемым сооружением.

Защита от почвенной коррозии металлических кожухов продуктопровода у транспортных переходов осуществляется с помощью протекторов из магниевого сплава.

Для контроля состояния электрохимической защиты на продуктопроводе оборудуются контрольно-измерительные пункты в стальных стойках, которые предусматриваются:

- на каждом километре продуктопровода;

- на расстоянии не менее трех диаметров трубопровода от точки дренажа СКЗ;

- у крановых узлов;

- у водных и транспортных переходов (с обеих сторон);

- у пересечений с другими металлическими сооружениями.

На площадках крановых узлов контрольно-измерительные пункты размещаются вне взрывоопасной зоны, то есть на расстоянии не менее 3 метров от задвижек, кранов и фланцевых соединений.

Контроль поляризационного потенциала трубопровода осуществляется при помощи стационарного электрода сравнения с датчиком. Проектом предусмотрена возможность телеуправления защитным потенциалом трубопровода, передача информации в систему телеизмерения о значениях защитного тока, защитного потенциала и напряжения на выходе СКЗ.

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и основание предмета поиска

В дипломном проекте рассматривается вопрос выбора средств измерения давления на проектируемом участке трассы продуктопровода.

Одной из основных решений при выборе средств измерения давления является получение достоверной информации о давлении на каждом КП (контрольном пункте). На продуктопроводе для этой цели планируется использовать датчик давления ТЖИУ.406, чувствительным элементом которого является тензосхема (тензочувствительный мост), поэтому при проведении патентного поиска особое внимание было уделено поиску тензочувствительных датчиков.

2.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации.

Поскольку промышленное приборостроение развивается очень быстрыми темпами, и обновление приборов происходит постоянно, была выбрана глубина поиска 5 лет (2007 - 2011 гг.). Поиск проводился по индексу международной патентной классификации (МПК) - G 01 L 9/04 «Измерение постоянного или медленно меняющегося давления газообразных и жидких веществ или сыпучих материалов с помощью электрических или магнитных элементов, чувствительных к механическому давлению; передача и индикация перемещений элементов, чувствительных к механическому воздействию, используемых для измерения давления с помощью резисторных тензометров».

При этом были использованы следующие источники патентной информации:

- полные описания к патентам Российской Федерации;

- документы справочно-поискового аппарата;

- официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели».

2.3 Результаты поиска

Результаты поиска приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Результаты патентного поиска

2.4 Анализ результатов патентного поиска

Анализ патентных исследований позволяет дать оценку некоторым устройствам, найденным в результате патентного поиска. Рассмотрим более подробно аналоги, приведенные в таблице 2.1.

Изобретение №2344389 относится к измерительной технике, в частности к датчикам, предназначенным для использования в различных областях науки и техники, связанных с измерением давления в условиях воздействия повышенных виброускорений. Данная конструкция не обладает необходимой виброустойчивостью, т.к. при эксплуатации ее в условиях воздействия достаточно больших виброускорений в широком диапазоне частот происходит обрыв выводных проводников, обусловленный влиянием фреттинг-коррозии (коррозии трением), возникающей в результате взаимодействия и соударения выводных проводников с поверхностями чувствительного элемента и колодки вследствие сравнительно большой длины выводных проводников. Недостатком известной конструкции датчика давления является также влияние контактной колодки на характеристики датчика вследствие непосредственного расположения и жесткого закрепления контактной колодки на поверхности мембраны упругого элемента, жестко связанной с корпусом. В этом случае механические напряжения при воздействии виброускорений, термические и другие напряжения, возникающие в корпусе, передаются через контактную колодку на мембрану упругого элемента и изменяют ее характеристики.

Изобретение №2399031 относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения давления жидких и газообразных агрессивных сред. Техническим результатом изобретения является повышение точности, повышение надежности и повышение технологичности датчика давления. Датчик давления с тонкопленочной тензорезисторной нано- и микроэлектромеханической системой содержит корпус, установленную в нем нано- и микроэлектромеханическую систему (НиМЭМС), состоящую из мембраны с жестким центром, заделанную по контуру в опорном основании, образованную на мембране гетерогенную структуру из тонких пленок материалов, в которой сформированы контактные площадки, первые радиальные тензорезисторы и вторые радиальные тензорезисторы, соединенные тонкопленочными перемычками, включенные в измерительный мост. Концы первых радиальных тензорезисторов размещены между жестким центром и окружностью, радиус которой r определен по соответствующему соотношению. Концы вторых радиальных тензорезисторов размещены между опорным основанием и окружностью, радиус которой также определен по соответствующему соотношению.

Изобретение №2399030 относится к измерительной технике, в частности к датчикам, предназначенным для использования в различных областях науки и техники, связанных с измерением давления в условиях воздействия нестационарных температур и повышенных виброускорений. Техническим результатом изобретения является уменьшение погрешности измерения в условиях воздействия нестационарной температуры окружающей среды и повышенных виброускорений за счет уменьшения различия температур тензорезисторов и термоэлектрических неоднородностей. Тонкопленочный датчик давления содержит корпус, круглую мембрану с периферийным основанием, по которому мембрана закреплена в корпусе. Соединенные тонкопленочными перемычками и включенные соответственно в противоположные плечи измерительного моста окружные и радиальные тензорезисторы выполнены в виде тензоэлементов, расположенных по окружности на периферии мембраны.

Тонкопленочные перемычки частично замкнуты дополнительными перемычками. Расстояние между внутренней поверхностью корпуса и наружной поверхностью периферийного основания в области размещения тензорезисторов и размеры периферийного основания связаны соответственным соотношением. Соединение периферийного основания с корпусом выполнено в области между уплотнительной поверхностью периферийного основания и максимальным наружным диаметром корпуса.

Максимальный диаметр наружной поверхности периферийного основания в области соединения с корпусом выполнен равным максимальному диаметру уплотнительной поверхности периферийного основания. Часть периферийного основания находится между областью соединения периферийного основания с корпусом и областью максимального наружного диаметра корпуса.

В основу изобретения №2418275 положена техническая задача, заключающаяся в уменьшении погрешности измерения давления, получаемой при динамическом изменении температуры окружающей сенсор среды.

Указанная задача решается тем, что в способе измерения давления, заключающемся в размещении сенсора давления на основе тензорезистивного моста в исследуемую среду, размещении на сенсоре давления датчика температуры тензорезистивного моста, регистрации выходных сигналов моста и датчика температуры, определении по двум сигналам, один из которых является выходным сигналом моста, давления среды, формировании сигнала, соответствующего общему сопротивлению тензорезистивного моста, согласно изобретению в качестве второго сигнала для определения давления среды используют сигнал, соответствующий общему сопротивлению тензорезистивного моста, из сигнала, соответствующего общему сопротивлению тензорезистивного моста, и сигнала, пропорционального давлению среды, формируют сигнал, соответствующий температуре тензорезистивного моста, и по отклонению этого сигнала от выходного сигнала датчика температуры судят о погрешности измерения давления.

Патентные исследования показали, что на сегодняшний день существует достаточно большое количество тензочувствительных датчиков давления, разнообразных по своему устройству и имеющих как достоинства, так и недостатки.

Это подтверждает правомерность использования тензочувствительных датчиков для измерения давления.

3. Автоматизация линейной части продуктопровода

3.1 Задачи и цели автоматизации

Целью создания АСУ ТП для продуктопровода «Вынгапуровский ГПЗ - наливная ж.д. эстакада ШФЛУ г. Ноябрьск» с использованием ПТК (программно-технический комплекс) на базе контроллеров ЭЛСИ-ТМ является:

- автоматизация контроля технологического оборудования;

- выявление аварийных и предаварийных ситуаций;

- повышение эффективности работы транспортировки ШФЛУ и улучшение технико-экономических показателей за счет повышения надежности эксплуатации оборудования.

В 1995 году компания ЭлеСи была выбрана генеральным подрядчиком и проектировщиком системы диспетчерского контроля и управления (СДКУ).

СДКУ совместно с системами контроля и управления объектного уровня, в общем случае, представляет собой четырехуровневую иерархическую распределенную систему управления. Объектный уровень включает территориальные, региональные и местные системы управления. Предыдущие системы создавались в разное время и оснащались разными техническими средствами, устанавливались разные операционные системы и программное обеспечение.

Общая протяженность продуктопровода в однониточном исполнении составляет - 81 км.

Количество линейных контролируемых пунктов - 10.

Общее количество циркулирующей информации:

- телесигналов (ТС) - 221;

- телеизмерений (ТИ) - 47;

- команд телеуправления (ТУ) - 69;

Отсутствие проводных каналов связи и большая протяженность продуктопровода требует организации радио-ретрансляции информации от КП к КП. Контроллеры ЭЛСИ-ТМ обеспечивают возможность организации радио-среды с эстафетной передачей без использования дорогих базовых станций или специализированных радио-ретрансляторов.

Комплекс СДКУ обеспечивает выполнение следующих функций:

- дистанционное управление с ПЭВМ линейными задвижками и регулирование станций катодной защиты (СКЗ);

- сбор телесигналов (ТС) и телеизмерений (ТИ) о состоянии задвижек, параметров СКЗ, вспомогательных систем, давлений и температур в продуктопроводе;

- отображение состояния технологических объектов на мнемосхемах с их автоматическим обновлением по мере изменения параметров;

- формирование и просмотр истории параметров ТС и ТИ за указанный интервал времени;

- удаленное конфигурирование КП, диагностика, калибровка измерительных каналов и корректировка алгоритмов работы;

- формирование и просмотр Вахтового, Системного и Общего журналов оперативных сообщений с указанием даты и времени события за необходимый интервал времени;

- формирование и просмотр отчетных документов (2-х часовых сводок, диспетчерских листов) по временному регламенту или запросу;

- функции «Горячего резервирования» Баз Данных и технологических задач с использованием дополнительной ПЭВМ;

- речевой вывод текстовых сообщений с их градацией по категориям и по уровню приоритета.

Комплекс содержит диспетчерский пункт (ПУ), узел связи и контролируемые пункты (КП). Система рассчитана на работу по радиоканалу с использованием эстафетной передачи информации. На диспетчерском пункте продуктопровода установлена сеть из двух управляющих ПЭВМ, с установленными на них программным обеспечением SCADA Infinity, выполненные с полным дублированием по принципу основной/горячий резерв.

А так же на ПУ установлен коммуникационный процессор, который подключается с одной стороны к стандартной локальной Ethernet сети (LAN), имеющейся в диспетчерском пункте, а с другой, используя один или несколько каналов связи, соединяется с удаленными контроллерами. Таким образом, контрольный центр получает своевременную и достоверную информацию. Клиент - серверная архитектура шлюза MCP/T позволяет ему распределять данные телемеханики по нескольким компьютерам - клиентам, работающим в контрольном центре и обратно - по всем контроллерам системы.

Все КП продуктопровода разбиты на три радиозоны:

1) зона покрытия Radio 1/1 - включает КП 1 км, КП 11км, КП 19км, КП 29км и узел связи на ЗСК;

2) зона покрытия Radio 1/2 - включает КП 29 км, КП 39 км, КП 47км и КП 57км;

3) зона покрытия Radio 1/3 - включает КП 57 км и КП 66км, КП 73км, КП 81км.

КП 29 км и КП 57 км выполняют функции ретрансляторов при организации эстафетной передачи информации. Скорость радиообмена составляет 1200 bps. Узел связи ЗСК является ретранслятором из радиоканала в проводной (4-х проводная линия скорость 1200 bps) канал, который идет на ДП.

При привязке настоящего оборудования к проектируемому продуктопроводу осуществляется на основании ФСА, представленной на рисунке 3.1. При этом необходимо учитывать топографические особенности расположения каждого отдельного КП, расположение источника подключения к линии электропередач и антивандальное исполнение на каждой площадке отдельно.

Рисунок 3.1 - Функциональная схема автоматизации

Таблица 3.1

Перечень контролируемых параметров и используемых средств автоматизации

3.2 Система диспетчерского контроля и управления

Основной функционал СДКУ:

- оперативный контроль и управление технологическим процессом;

- передача команд управления;

- регистрация и оповещение персонала о событиях и авариях;

- сбор, обработка хранение и визуализация данных;

- обеспечение информационной поддержкой оперативное управление, планирование и контроль производственных процессов;

- разработка, администрирование и конфигурирование процесса управления.

Проектные решения

Изначально СДКУ строилась на платформе SCADA «Genesis» (Iconics США), но данная система управления не смогла обеспечить возрастающие потребности СДКУ. Компания ЭлеСи разработала свой Программный Комплекс- SCADA Infinity. Эта система обеспечила достаточный уровень надежности, управления и контроля линейной частью перекачки и транспортировки нефти, а также 399 перекачивающим станциям, 856 резервуарным паркам на протяженности магистральных нефтепроводов в 48 тысяч км.

Вся необходимая информация о состоянии трубопроводной сети в режиме реального времени поступает в главный диспетчерский пункт. На протяжении всей трубопроводной сети программируемые контроллеры «Элси-2000» фиксируют миллионы параметров, откликаясь на изменения в течение секунд. Архитектура СДКУ представлена на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 - Архитектура СДКУ

Дополнительные программные средства, разработанные компанией ЭлеСи для СДКУ:

- контроль изменения давления, определения возможности утечки и несанкционированной врезки на трубопроводе осуществляется созданным в компании ЭлеСи программным комплексом ПК «Гидроуклон»;

- реализация регламента контроля нормативных параметров ОАО «СИБУР» осуществляется средствами созданного в компании ЭлеСи программного комплекса «ПК Сторож»;

- контроль показателя наличия нефти в резервуарных парках осуществляется созданным в компании ЭлеСи ПК «Парк», предоставляющего как графическое, так и табличное представление данных;

- использование Infinity Reports позволяет контролировать отчеты любого уровня сложности, как по оперативным, так и по историческим данным о технологическом и производственном процессе.

Система диспетчерского контроля и управления предназначенная для централизованной диспетчеризации и сбора данных о функционировании магистральных нефтепроводов России была сдана в эксплуатацию в 1997 году. СДКУ постоянно развивается. За последние годы было реализовано много новых функций, внедрено множество новых разработок, которые сделали процесс транспортировки нефтепродуктов более эффективным и безопасным.

В соответствии с требованиями ВРД 39-1.10-006-2000 «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов», РД 06.02-72.60.00-КТН-059-1-05 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» и ОТТ-75.180.00-КТН-289-06 «Электроприводы для задвижек магистральных нефтепроводов.

В объем автоматизации и телемеханизации узлов задвижек, находящихся на линейной части магистрального нефтепровода, входит:

- дистанционное управление задвижками (открыть, закрыть, остановить). Для дистанционного управления задвижками передаются две последовательные команды:

- предварительная и исполнительная (открыть или закрыть);

- сигнализация положения задвижек (открыта, закрыта, открывается, закрывается);

- сигнализация состояния задвижек (в дистанционном или в местном режиме управления);

- сигнализация готовности задвижки к телеуправлению;

- аварийная сигнализация состояния задвижки (наличие напряжения в схеме управления, срабатывание моментного выключателя, неисправность привода);

- сигнализация затопления колодцев КИП;

- дистанционная сигнализация прохождения СОД и неисправность датчика прохождения СОД;

- дистанционная деблокировка сигнала и контроль датчика прохождения СОД;

- дистанционное и местное измерение давления нефти в нефтепроводе до и после задвижки;

- измерение потенциала электрохимзащиты на теле трубопровода;

- сигнализация обнаружения аварийных утечек нефти;

- сигнализация несанкционированного доступа на контролируемый объект.

В данном проекте предусматривается оснащение узлов с линейной задвижкой датчиками и прокладка кабелей по территории площадки в соответствии с вышеописанным объемом телемеханизации.

3.3 Программируемый логический контроллер ЭЛСИ-ТМ

Общие сведения

Программируемый логический контроллер ЭЛСИ-ТМ является отличным выбором для построения малого и среднего масштаба систем в области промышленной автоматизации (представлен на рисунке 3.3).

Рисунок 3.3 - Программируемый логический контроллер ЭЛСИ-ТМ

Модульная архитектура контроллера позволяет масштабировать решения - от одиночного контроллера до территориально-распределенной системы телемеханики целого производства. ПЛК ЭЛСИ-ТМ можно использовать для построения различных системных архитектур: одиночные системы с локальными входами-выходами, системы распределенного ввода-вывода и системы с удаленным вводом-выводом. Контроллеры ЭЛСИ-ТМ имеют открытую архитектуру и поддерживают стандартные промышленные протоколы и интерфейсы. Это дает совместимость контроллера на программном и аппаратном уровне с датчиками и исполнительными механизмами различных производителей. ЭЛСИ-ТМ - единая полнофункциональная платформа для построения систем промышленной автоматизации.

Контроллер прост при конфигурировании и в эксплуатации. Для решения различных задач предоставляется широкий выбор архитектуры построения и модулей ПЛК. Контроллер имеет более тысячи инсталляций. Его надежность проверена в решениях ответственных задач управления непрерывными процессами. Пользователям ЭЛСИ-ТМ оказывается постоянная техническая и сервисная поддержка, а так же обеспечивается гарантийное и постгарантийное обслуживание и возможность интеграции с различным оборудованием, поддерживающим открытые интерфейсы и протоколы, заявленные в технических условиях ПЛК ЭЛСИ-ТМ.

В соответствии с требованиями по выбору ПЛК для систем автоматизации, ЭЛСИ-ТМ предоставляет возможность наиболее оптимально собрать базу для автоматизации исходя из:

- количества и типов сигналов ввода/вывода;

- интерфейсов связи;

- производительности и объема системы.

Современный и производительный процессор ЭЛСИ-ТМ оптимален для наиболее сложных задач дискретного и аналогового управления. Программирование контроллера осуществляется на пяти языках стандарта МЭК 61131-3 в открытой системе разработки OpenPCS. Эта комбинация языков предоставляет универсальную среду программирования, позволяющую разрабатывать программы в структурированной и документированной форме с возможностью хранения их в ПЛК или на персональном компьютере.

Пять языков МЭК 61131-3 это:

- схема последовательных функций, обеспечивающая общую структуру и координацию функций управления последовательными процессами и управления датчиками и исполнительными механизмами;

- функциональная блок-схема, наиболее подходящая для управления непрерывными процессами управления и регулирования;

- релейная логика, превосходная для дискретного управления;

- структурированный текст, как язык верхнего уровня, для программирования сложных алгоритмов обработки данных;

- список инструкций, как язык нижнего уровня, предназначенный для оптимизации кода программ.

На базе ЭЛСИ-ТМ возможно создание отказоустойчивых решений, гарантирующих исполнение функционала системы автоматизации. Отказоустойчивость обеспечивается за счет достаточной физической и информационной избыточности. Физическая избыточность обеспечивается за счет резервирования основных модулей контроллера - модуля центрального процессора, модуля питания и коммуникационных модулей. При отсутствии в системе схемы резервирования, восстановление работоспособности производится горячей заменой неисправных модулей в течение 2-3 минут.

Применение отказоустойчивых решений на базе ПЛК ЭЛСИ-ТМ обеспечивает предсказуемость поведения системы автоматизации в случае потери управления. А 100% резервирование гарантирует постоянный мониторинг и контроль над технологическим процессом и объектом управления.

ЭЛСИ-ТМ имеет сертификаты об утверждении типа средств измерений, соответствия ГОСТ Р и разрешение на применение Федеральной службы по технологическому надзору.

Производительность

Предусмотрено:

- подключение до 8 коммутационных панелей расширения по 10 модулей в каждой, доводящее общее количество точек ввода/вывода - до 5120 дискретных или 1920 аналоговых;

- сохранение оперативных данных в энергонезависимой памяти;

- Watch Dog-таймер и часы реального времени.

Коммуникационные возможности:

- прием и передача информации по интерфейсам RS-232, RS-485, RS-422, Ethernet, V.23, V.27, стык С1-ТЧ;

- поддержка протоколов автоматики и телемеханики: Ethernet TCP/IP, Modbus RTU, Modbus TCP/IP, ГОСТ Р МЭК 870-5-101-2001, ГОСТ Р МЭК 608070-5- 104-2004, «Старт» ,TM 120.1., «HART».

Параметры ввода-вывода

Дискретный ввод/вывод:

- до 64 каналов на модуль;

- обработка сигналов типа «Сухой контакт» и «Открытый коллектор»;

- высокоскоростной счет и изменение частоты.

Аналоговый ввод:

- до 24 каналов на один модуль;

- индивидуальное и групповое гальваническое разделение каналов;

- высокая точность измерения тока и напряжения;

- разрешающая способность АЦП - до 24 бит.

Аналоговый ввод/вывод:

- 8 каналов;

- ПИД регулирование;

- разрешающая способность АЦП, ЦАП - до 16 бит.

Архитектура

Модули ЭЛСИ-ТМ устанавливаются на крейт или коммутационная панель, монтируемый в стандартный промышленный электротехнический шкаф. Монтаж осуществляется за счет стандартных крепежных элементов. Крейт обеспечивает передачу сигналов управления и питания установленным модулям. Для удобства выбора базы автоматизации предлагается к выбору крейт на 4, 6, 7 и 10 позиций. Крайний левый слот крейта предназначен для установки модуля питания, следующий за ним - модуль процессора. Остальные слоты являются конструктивно универсальными. Адресация и конфигурирование установленных модулей осуществляется программно. Технические данные представлены в таблице 3.2.

Особенности архитектуры:

- поддержка различных вариантов резервирования источников питания в одной коммутационной панели;

- простота и надежность установки модулей;

- единая модификация панели для контроллера, контроллера расширения и коммуникационного контроллера;

- расширенный диапазон рабочих температур от -40 до +60°С.

Модули питания ЭЛСИ-ТМ обеспечивают электропитанием модули контроллера, установленные в слоты крейта, и одновременно защищают их от помех и скачков напряжения. Блоки питания имеют гарантированную защиту от перегрузок по току и напряжению. Модули питания различаются по уровню входного напряжения и являются универсальными для всех типов крейтов. Модули питания ТР 503 024DC, ТР 503R 024DC, ТР 504 220АС, ТР 504R 220АС предназначены для обеспечения питания модулей, установленных на коммутационной панели.

Таблица 3.2

Технические данные

Особенности модулей питания:

- поддержка резервирования;

- работа с сетями постоянного и переменного тока;

- расширенный диапазон рабочих температур от -40 до +60 °С.

Модуль центрального процессора ЭЛСИ-ТМ имеет встроенную системную память, память прикладных задач и интерфейсы связи. Для системной памяти и хранения набора команд используется флеш-память. В зависимости от модификации модули ЦП поддерживают сетевые протоколы Modbus, ModbusPlus и EthernetTCP/IP.

Особенности модуль центрального процессора:

- самопроверка и проверка работоспособности функциональных модулей;

- возможность подключения пульта инженера (ППИ);

- функции резервирования и масштабирования (только с исполняющей системой Elsy-TMA);

- не требует принудительной вентиляции;

- исполнения с расширенным диапазоном рабочих температур от -40 до +60°С.

Технические данные модуля центрального процессора ЭЛСИ-ТМ представлены в таблице 3.3

Таблица 3.3

Технические данные модуля центрального процессора ЭЛСИ-ТМ

Модули дискретного ввода-вывода ЭЛСИ-ТМ обеспечивают сопряжение с различными датчиками, устройствами и исполнительными механизмами. Модули конфигурируются при помощи программного обеспечения с возможностью установки адресов ввода/вывода для каждого модуля в отдельности. С помощью задания установки аварийного состояния каждой точки ввода/вывода контролируется общее состояние модуля и при необходимости передача данных переключается на резервный модуль. Визуальный контроль состояния связи контролируется за счет светодиодной индикации, отображающей данные о состоянии модуля и точек ввода/вывода в частности.

Модули аналогового ввода-вывода ЭЛСИ-ТМ обеспечивают сопряжение с различными датчиками, устройствами и исполнительными механизмами. Модули конфигурируются при помощи программного обеспечения с возможностью установки адресов ввода/вывода для каждого модуля в отдельности. С помощью программного обеспечения можно задать особые режимы или эксплуатационные характеристики для различных функций аналогового ввода/вывода, например термопар и термосопротивлений, либо высокоскоростных счетчиков. При прекращении связи на канале выходные каналы можно сконфигурировать на переход в требуемое состояние. Данный режим можно задавать на каждый канал модуля в отдельности.

Коммуникационные модули ЭЛСИ-ТМ поддерживают три открытых сетевых протокола Ethernet, TCP/IP и Modbus. Эти стандарты поддерживают различные производители оборудования во всем мире. Эти протоколы обеспечивают исключительную открытость, универсальность и эффективность построения систем автоматизации. Применение коммуникационных модулей обеспечивает:

- одноранговую связь между ПЛК;

- применение промышленных серверов;

- гарантированную связь между ПЛК в рамках сети одного предприятия, распределенного производства, в том числе по технологии Web;

- сопряжение со сторонними системами автоматизации

Модули поддерживают различные реализации TCP/IP, например, по витой паре и волоконно-оптическому кабелю. Модули имеют интегрированный Web-сервер для контроля состояния и устранения неисправности удаленных входов/ выходов, сконфигурированных узлов и распределенных входов/выходов с помощью ПК.

Обслуживание и программирование отдельного модуля осуществляется как через ноутбук, так и через специализированный пульт инженера ППИ64х45.

Гибкая архитектура построения ввода-вывода на базе автоматизации ЭЛСИ-ТМ обеспечивает экономичность и высокую производительность систем управления. ПЛК ЭЛСИ-ТМ можно применять как для централизованных, так и для распределенных и удаленных систем ввода/вывода. Все три вида архитектуры можно строить с резервированием каналов связи, модулей центрального процессора и модуля питания.

ЭЛСИ-ТМ обеспечивает реализацию локального (централизованного) ввода/вывода для систем автоматизации на базе одного крейта. Общее количество точек ввода/вывода такой системы может составлять до 640 дискретных или 240 аналоговых. Для передачи информации от локальной системы ввода/вывода в распределенную систему или на пульт диспетчера применяются коммуникационные модули, устанавливаемые на общий крейт, которые устанавливаются в свою очередь в специальных шкафах внутри Блок-контейнера «ПАРС1» на площадке линейной задвижки.

Блок-контейнеры стандартного исполнения «ПАРС1»

Преимущества:

- степень огнестойкости 4 класса;

- климатическое исполнение от -50°С до +50°С;

- прочность ижесткость засчет цельносварной конструкции корпуса;

- срок службы не менее 20 лет;

- возможность многократных перемещений.

Конструктивное исполнение - изготавливается в виде цельнометаллического сварного модуля полной заводской готовности. Несущую способность конструкции обеспечивают каркасные элементы из металопрофиля и наружные формованные панели из металлического листа толщиной 2,0 мм.

3.4 Верхний уровень автоматизации. SCADA Infinity

Infinity SCADA новая разработка компании 'ЭлеСи', предназначенная для автоматизации технологических процессов на крупных территориально распределенных предприятиях с непрерывным типом производства. Для управления распределенным производством организуется иерархическая система диспетчерских пунктов. В каждом диспетчерском пункте устанавливается локальный проект автоматизации. Непрерывный тип производства накладывает необходимость непрерывного мониторинга технологического процесса, постоянной готовности функций телеуправления технологическим оборудованием.

Эффективное управление распределенным предприятием подразумевает возможность получения любой технологической информации и ее сопоставление с производственными данными: планами, договорами, заказами, товарными и отчетными документами. Для производственных подразделений, объединенных непрерывным технологическим процессом с другими подразделениями, необходимо обеспечить доступ к технологической информации смежных диспетчерских пунктов. Поэтому для распределенных предприятий необходимо создать единое информационное пространство технологических и производственных данных.

В состав Infinity SCADA входят следующие компоненты сбора, обработки, хранения и предоставления технологических данных:

- Infinity Server - OPC сервер ввода/вывода - осуществляющий опрос систем автоматики и телемеханики, а также логическую обработку данных.

- Infinity Alarm Server- предназначен для уведомления пользователей о событиях и авариях на автоматизированном объекте;

- Infinity Intercom - организует единое информационное пространство технологических данных реального времени;

- Infinity History Server - обеспечивает хранение и предоставление пользователям исторической информации: значений параметров и журнала сообщений;

- Infinity Web Server - обеспечивает передачу файлов (отчетов, мнемосхем) между диспетчерскими пунктами, удаленную настройку приложений, а также организует единое информационное пространство исторических данных.

Infinity Server является базовым компонентом локального проекта автоматизации на диспетчерском пункте. Единое представление технологических данных посредством стандарта OPC позволяет обмениваться данными со сторонними ОРС серверами и легко интегрировать SCADA-пакет в общую структуру АСУ ТП.

Сервер ввода/вывода реализован по модульному принципу, что позволяет легко адаптировать сервер под требования заказчика, обеспечивает гибкость ценовой политики и оптимизацию загрузки аппаратного обеспечения. В отдельные модули вынесены функции логической обработки, опроса автоматики и телемеханики (по каждому протоколу отдельный модуль), предоставления и получения данных по ОРС (ОРС сервер и ОРС клиент).

Infinity Server обеспечивает приоритетный сбор событий телесигнализации, гарантированную передачу команд телеуправления, реализацию сложных алгоритмов и процедур управления технологическим оборудованием, выполнение сценариев обработки изменений технологических параметров, а также идентификацию общего состояния технологического процесса и сложных технологических объектов.

Непрерывный мониторинг и постоянная готовность функций управления обеспечиваются резервированием серверов. В Infinity SCADA реализована схема резервирование серверов, которую принято называть «горячей». Схема резервирования предполагает наличие двух серверов с идентичной конфигурацией программного обеспечения и средств коммуникации с информационными и технологическими сетями. В любой момент времени оба сервера работают и подключены ко всем технологическим сетям.

Один из серверов ведет опрос автоматики и телемеханики, второй находится в режиме «подслушки», то есть получает данные, не отправляя команд и запросов на получение данных. Оба сервера могут предоставлять идентичные данные реального времени ОРС клиентам, но система обеспечивает автоматическую адресацию к основному серверу, ведущему опрос. Если по ОРС осуществляется запись значений, то изменение значений производится в обоих дублирующих серверах. При несанкционированном отключении или выходе основного сервера из строя функции опроса автоматически передаются дублирующему серверу.

Infinity Alarm Server позволяет эффективно организовать уведомление пользователей об отклонениях в параметрах технологического процесса, нарушениях работоспособности, авариях технологического оборудования и других событиях на технологическом объекте. Уведомление осуществляется по стандартному интерфейсу OPC AE, что позволяет не только отображать сообщения средствами визуализации из состава пакета, но и передавать сообщения в любые сторонние системы, поддерживающие ОРС АЕ спецификацию.

Infinity Alarm Server обеспечивает рассылку сообщений по электронной почте, на мобильные средства связи (сотовый телефон, пейджер). Рассылка сообщений осуществляется в соответствии сосферой интересов каждого пользователя. Возможна печать с генерированных сообщений и отправка списка выбранных алармов на факс. Наличие механизма квитирования сообщений обеспечивает контроль доставки и прочтения сообщений.

Infinity Intercom является базой единого информационного пространства технологических данных реального времени. Infinity Intercom обеспечивает объединение адресных пространств каждого локального проекта в единое дерево технологических параметров предприятия. Транспорт значений реального времени осуществляется по сети Internet или Intranet предприятия, в том числе при наличии нестабильных каналов связи. Infinity Intercom получает информацию телеизмерений и телесигнализации из серверов ввода/вывода по ОРС, обменивается ею по сети с использованием собственногопротокола на базе TCP/IP и обеспечивает доступ к информации клиентам по ОРС интерфейсу. С точки зрения клиентского приложения, Infinity Intercom играет роль ОРС сервера, в котором доступны текущие значения всех сигналов единого информационного пространства. Контроллеры производства компании «ЭлеСи» могут быть включены в сеть Infinity Intercom без участия Infinity Server.

Использование Intercom позволяет передавать оперативные значения ОРС сигналов по нестабильным каналам связи, снижает сетевой трафик, обеспечивает быстрый доступ к оперативным значениям любых сигналов, а также снижает нагрузку на серверы ввода/вывода, особенно при запросе несколькими OPC клиентами

С целью поддержки непрерывного удаленного мониторинга процессов осуществляется резервирование узлов Intercom и альтернативных путей доступа к

данным, то есть резервирование каналов связи, дублирование источников данных.

Infinity History Server осуществляет хранение истории изменения технологических параметров и журнала сообщений. Представление исторических данных клиентским приложениям осуществляется по интерфейсу ОРС HDA, что позволяет использовать для их отображения и анализа сторонних производителей. Сервер позволяет настроить правила хранения данных, использования алгоритмов их фильтрации и прореживания. Структура хранения информации оптимизирована для построения отчетов. Сервер обеспечивает возможность хранения исторических значений из нескольких серверов ввода-вывода. Повышение надежности хранения истории обеспечивается возможностью дублирования исторической информации в нескольких серверах истории.

Infinity Web Server обеспечивает передачу файлов между диспетчерскими пунктами. В виде файлов передаются электронные документы отчеты, мнемосхемы технологических объектов, настройки программного обеспечения. Администратор каждого диспетчерского пункта создает и поддерживает в актуальном состоянии мнемосхемы технологических объектов, подчиненных диспетчерскому пункту. Мнемосхемы располагаются на Web сервере диспетчерского пункта, чтобы их можно было посмотреть с других диспетчерских пунктов. Хранение мнемосхемы каждого объекта в единственном экземпляре обеспечивает актуальность мнемосхем и возможность доступа с любого диспетчерского пункта.

Infinity Web Server обеспечивает также доступ клиентских приложений к историческим значениям параметров и журналу событий. Данный компонент обеспечивает создание многоуровневого распределенного информационного пространства исторических данных. Web Server обрабатывает OPC HDA запросы исторических данных или событий по любому технологическому объекту. То есть с точки зрения клиентских приложений является SQL или ОРС HDA сервером, в котором можно получить любую историческую информацию из единого пространства исторических данных.

Основное назначение любой SCADA системы - предоставление данных автоматизированных измерений пользователю и передача на исполнительные устройства управляющих команд. На крупных предприятиях с непрерывным типом производства осуществляется ролевое управление технологическими процессами, где каждый субъект управляет своей областью деятельности и контролирует параметры функционирования смежных областей.

Пакет Infinity SCADA предоставляет возможность организации нескольких типов автоматизированных рабочих мест:

- администратора;

- инженера КИПиА;

- оператора (диспетчера) и других специалистов предприятия.

Рабочее место администратора включает в себя инструменты, необходимые для конфигурирования, диагностики, технического обслуживания, настройки компонент пакета, компьютеров, на которых они установлены, и коммуникационных устройств. Рабочее место инженера КИПиА включает в себя средства по диагностике систем автоматики и телемеханики, средства по настройке и калибровке датчиков телеметрии и исполнительных механизмов. Рабочее место оператора предоставляет возможность непрерывного мониторинга технологического процесса, управления технологическим оборудованием, формирования необходимой отчетности о ходе производственного процесса.

Поскольку оператор (диспетчер) является целевым субъектом АСУ ТП, рассмотрим более подробно компоненты Infinity SCADA, обеспечивающие создание его рабочего места. Основу АРМ диспетчера составляют следующие средства визуализации:

- Infinity Explorer - среда навигации и управления приложениями АРМ;

- Infinity HMI - среда разработки и отображения динамических графических мнемосхем объектов;

- Infinity Alarms - программные средства отображения в реальном времени сообщений о событиях на автоматизированном объекте, а также журнала событий за выбранный период времени;

- Infinity Reports - подсистема формирования отчетности о ходе технологических процессов и состоянии технологического оборудования;

- Infinity Trends - программа отображения изменений параметров во времени в виде графиков.

Вид окна Infinity Trends представлен на рисунке 3.4.

3.5 Технические средства автоматизации

Датчики давления ТЖИУ.406.

Сигнализаторы ТЖИУ.406423.009.01 предназначены для коммутации цепей при достижении уставки срабатывания и обратного переключения контактной группы при изменении давления на величину дифференциала. Под уставкой срабатывания понимается значение давления, при котором должно происходить срабатывание сигнализатора (коммутация электрических цепей).

Рисунок 3.4 - Вид окна Infinity Trends

Тензочувствительный элемент датчика - тензопреобразователя представляет собой плоскую кремниевую мембрану, на которой сформирована схема в виде тензочувствительного моста, или плоскую металлическую мембрану с напаянной на ней структурой, на которой сформирована схема в виде тензочувствительного моста.

Внутренняя полость датчика-тензопреобразователя отделена разделительной мембраной от рабочей камеры, в которую поступает рабочая среда, при этом внутренняя полость заполнена электроизоляционной кремнийорганической жидкостью или соединена с атмосферой.

Тензосхема соединена с электронным блоком.

Структурная схема электронного блока датчика приведена на рисунке 3.5.

Измеряемый параметр, воздействуя на тензомост (ТМ), приводит к изменению его сопротивлений.

Напряжение с тензомоста, усиленное дифференциальным усилителем (ДУ) подается на блок термокомпенсации и регулировки (БТиР).

Сигнал с БТиР преобразуется в выходной токовый сигнал преобразователем напряжения в ток (ПНТ).

Рисунок 3.5 - Структурная схема электронного блока

Р - измеряемый параметр; ТМ - тензомост; ДУ - дифференциальный усилитель; БТиР - блок термокомпенсации и регулировки; R67, R68, R69 - подстроечные резисторы; ПДИ - переключение диапазона измерения; ПНТ - преобразователь напряжения в ток

Схема электронного блока датчика универсальна и при соответствующей установке перемычек (на предприятии-изготовителе) может работать с выходным токовым сигналом:

- от 0 до 5 мА (от 5 до 0 мА) для четырехпроводной схемы подключения датчика;

- от 4 до 20 мА (от 20 до 4 мА) для двухпроводной и четырехпроводной схемы подключения датчика.

Внутренняя полость датчика-тензопреобразователя отделена разделительной мембраной от рабочей камеры, в которую поступает рабочая среда, при этом внутренняя полость заполнена электроизоляционной кремнийорганической жидкостью.

Регулировка корректоров нуля «НОЛЬ» и чувствительности «ЧУВСТВ» в эксплуатации осуществляется резисторами R68 и R69 соответственно.

Регулировка гасителя пульсаций «ГП» осуществляется с помощью резистора R67. Поворот по часовой стрелке резистора R67 увеличивает время отклика датчика до 20-25 с.

Все составные части схемы запитываются от источника питания через стабилизатор напряжения, обладающий высокой температурной стабильностью и широким диапазоном входных напряжений.

Работа датчика ТЖИУ.406233.006

В исходном состоянии тензочувствительный элемент испытывает воздействие атмосферного давления, а сигнал с измерительной диагонали тензомоста при подключении датчика в соответствии со схемой в цепи сопротивления нагрузки R_н формируется ток, пропорциональный величине атмосферного давления.

При подаче абсолютного давления состояние тензочувствительного элемента изменяется, происходит его деформация и соответствующее изменение сопротивлений тензорезисторов. Происходит разбалансировка тензомоста, а на его измерительной диагонали появляется разность потенциалов, пропорциональная воздействующему давлению.

Электрический сигнал с диагонали тензомоста через проводники поступает на электронный блок, который преобразует электрический сигнал в пропорциональный токовый сигнал в цепи нагрузки.

Технические характеристики:

- контакты обеспечивают коммутацию активной и индуктивной нагрузки с током 1-100 мА при напряжении 20-30 В, при этом падение напряжения на контакте не превышает 1 В. Число срабатываний не более 10⁵ при указанных нагрузках. Значение давления срабатывания для расчета приведенной погрешности равно 80,0 кПа;

- принцип действия сигнализатора основан на уравновешивании сил, создаваемых в чувствительных элементах и упругих деформаций пружин. Изменение давления в ЧЭ изменяет равновесие сил, вызывает перемещение измерительной системы и, при достижении значения давления уставки, переключение (срабатывание) контактной системы.

Система виброакустического мониторинга протяженных объектов САМПО

Система виброакустического мониторинга протяженных объектов представляет собой масштабируемый комплекс с непрерывным контролем состояния объекта и возможностью оперативного реагирования на происшествия. Кроме того предусмотрена возможность дистанционной оценки состояния объекта в целом на ситуационном мониторе.

Система мониторинга состояния нефте- продуктопровода представлена на рисунке 3.6.

Рисунок 3.6 - Принципиальная схема системы виброакустического мониторинга протяженных объектов

Упрощенная архитектура САМПО представляет собой оптоволоконный кабель серийного исполнения без проводников электрического тока, подключаемый к кабелю логический модуль и персональный компьютер оператора, соединяемый с логическим модулем посредством любого из ныне существующих протоколов связи.

Для нужд контроля состояния и охраны трубопровода система реагирует на такие воздействия и любые их комбинации как:

- земляные работы в охраняемом коридоре;

- воздействие на материал стенок трубопровода;

- утечка перекачиваемого флюида из трубопровода;

- обрыв кабеля-датчика

Для определения координаты внешнего воздействия весь оптоволоконный тракт кабеля-датчика разбивается на независимые каналы (до 14000 каналов по 5 м каждый на 70 км плеча системы), в каждом из которых проводится отсчет амплитуды сигнала с заданной дискретизацией и многоступенчатая цифровая обработка полученной информации. Взаимное влияние на соседних каналах составляет не хуже 10 дБ. Поэтому количество одновременно локализуемых воздействий на датчик в разных его точках ограничено числом каналов на подключенном кабеле.

Помимо единичного логического модуля в обработке участвует ряд обособленных компьютеров, что предохраняет от возможных ложных срабатываний. Многоступенчатая обработка полезного сигнала (рисунок 3.7) гарантирует отсутствие ложных срабатываний каналов даже в случае регистрации несанкционированного воздействия на фоне многократно более сильной помехи.

Рисунок 3.7 - Многоступенчатая обработка полезного сигнала

Дублирование узлов системы, возможность «горячей» замены вышедших из строя блоков и регулярное самотестирование системы с выдачей предупреждающих сообщений на консоль оператора гарантирует пользователю устойчивую, надежную и бесперебойную работу.

Внешний вид и конструкция кабеля-датчика волоконно-оптического с броней из гофрированной стальной ленты представлены на рисунке 3.8.

Основные технические характеристики кабеля:

1) количество оптических волокон - 8 шт;

2) допустимое растягивающее усилие - от 1,5 до 3,5 кН;

3) температурный диапазон - (-40...+60°С);

4) наружный диаметр - 14,4,мм;

5) масса 1 км кабеля- 194 кг.

Кабель-датчик выполнен на базе серийного оптического кабеля, не содержит проводников электрического тока и не требует особых условий по его размещению. Уложенная и подключенная строительная длина кабеля-датчика немедленно начинает действовать в соответствии со своими штатными функциями после её засыпки грунтом или закрепления на опорах (в случае наземной прокладки).

Рисунок 3.8 - Внешний вид и конструкция кабеля-датчика волоконно-оптического

1 - оптическое волокно; 2 - гидрофобный заполнитель; 3 - полимерная труба; 4 - центральный силовой элемент; 5 - гидрофобный заполнитель; 6 - скрепляющая лента; 7 - полиэтиленовая оболочка; 8 - броня из гофрированной стальной ленты; 9 - внешняя оболочка из полиэтилена

Система виброакустического мониторинга протяженных объектов обладает следующими параметрами:

1) точность локализации воздействия - (+/-) 5 м;

2) длина контролируемого 1 модулем САМПО участка трубопровода - до 140 км;

3) число каналов измерения - до 28000;

4) временное разрешение в каждом канале - 1 мс;

5) чувствительность - интерференционная, на уровне 0,1 радиана;

6) чувствительность - механическая, не хуже 4*10^-8 м;

7) взаимное влияние каналов - не хуже 10 дБ для соседних каналов;

8) возможное количество одновременно регистрируемых одинаковых и/или различных воздействий - по числу каналов измерения.

4. Выбор средств измерения давления на проектируемом участке трассы

Расчет выбора средств измерения давления производится на основании метрологических характеристик.

Современной промышленностью в настоящее время выпускаются стандартные средства измерения давления со следующими диапазонами измерения: пределы измерений 0…1/ 0…2,5/0… 4/ 0… 6 / 0…10/ 0…16 / 0…25/ 0…40/ 0…60.

4.1 Метрологические характеристики

Точность - это близость результатов к истинному значению, чем ближе результат к истинному значению, тем точность выше.

Погрешность измерения - оценка отклонения измеренного значения величины от её истинного значения. Погрешность измерения является характеристикой (мерой) точности измерения.

Поскольку выяснить с абсолютной точностью истинное значение любой величины невозможно, то невозможно и указать величину отклонения измеренного значения от истинного. Это отклонение принято называть ошибкой измерения.

На практике вместо истинного значения используют действительное значение величины Х_д, то есть значение физической величины, полученное экспериментальным путем и настолько близкое к истинному значению, что в поставленной измерительной задаче может быть использовано вместо него. Такое значение, обычно, вычисляется как среднестатистическое значение, полученное при статистической обработке результатов серии измерений. Это полученное значение не является точным, а лишь наиболее вероятным. Поэтому в измерениях необходимо указывать, какова их точность. Для этого вместе с полученным результатом указывается погрешность измерений.

Абсолютная погрешность - ?Х является оценкой абсолютной ошибки измерения. Величина этой погрешности зависит от способа её вычисления, который, в свою очередь, определяется распределением случайной величины Х_meas. При этом неравенство:

?Х > | Х_meas - Х_true |, (4.1)

где Х_true - истинное значение,

Х_meas - измеренное значение, должно выполняться с некоторой вероятностью, близкой к 1.

Если случайная величина Х_true распределена по нормальному закону, то обычно за абсолютную погрешность принимают её среднеквадратичное отклонение. Абсолютная погрешность измеряется в тех же единицах измерения, что и сама величина.

Существует несколько способов записи величины вместе с её абсолютной погрешностью. Обычно используется запись со знаком ±.

Для записи величин, измеренных с очень высокой точностью, используется другая запись: цифры, соответствующие погрешности последних цифр мантиссы, дописываются в скобках. Например, измеренное значение постоянной Больцмана равно 1,3806488(13)Ч10?23 Дж/К, что так же можно записать значительно длиннее как 1,3806488Ч10?23±0,0000013Ч10?23Дж/К.

Относительная погрешность - погрешность измерения, выраженная отношением абсолютной погрешности измерения к действительному или измеренному значению измеряемой величины:

дx=;(4.2)

дx=.(4.3)

Относительная погрешность является безразмерной величиной, либо измеряется в процентах.

Приведённая погрешность - погрешность, выраженная отношением абсолютной погрешности средства измерений к условно принятому значению величины, постоянному во всем диапазоне измерений или в части диапазона. Вычисляется по формуле:

, (4.4)

где X_n - нормирующее значение, которое зависит от типа шкалы измерительного прибора и определяется по его градуировке:

- если шкала прибора односторонняя, то есть нижний предел измерений равен нулю, то X_n определяется равным верхнему пределу измерений;

- если шкала прибора двухсторонняя, то нормирующее значение равно ширине диапазона измерений прибора.

Приведённая погрешность является безразмерной величиной, либо измеряется впроцентах.

Формулы вычисления погрешностей косвенных измерений основаны на представлениях дифференциального исчисления.

Пусть зависимость величины Y от измеряемой величины Z имеет простой вид:

.(4.5)

Здесь a и b - постоянные, значения которых известны.

Если z увеличить или уменьшить на некоторое число ?z, то y соответственно изменится на a?z : y₀+?z

(4.6)

Если ?z - погрешность измеренной величины Z, то соответственно будет погрешностью вычисляемой величины Y. Получим формулу абсолютной погрешности в общем случае функции одной переменной y = f(z). Пусть график этой функции имеет вид, показанный на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - отклонение величины Yот измеряемой величины Z

Точному значению аргумента z₀ соответствует точное значение функции y₀=f(z₀). Измеренное значение аргумента отличается от точного значения аргумента на величину Дz вследствие ошибок измерений. Значение функции будет отличаться от точного на величину Дy.

Из геометрического смысла производной как тангенса угла наклона касательной к кривой в данной точке (см. рисунок 4. 1) следует:

.(4.7)

Качество результата характеризуется относительной погрешностью:

;(4.8)

;(4.9)

;(4.10)

;(4.11)

;(4.12)

(4.13)

В последней «трети» шкалы имеем минимальное значение относительной погрешности, соответственно наибольшую точность.

Погрешности измерения - это отклонение результата от истинного значения, чем ближе результат к истинному значению, тем погрешность меньше. Поэтому столь важно это учитывать [6].

4.2 Свойства трубчатого манометра

Все выше сказанное относится к преобразовательным средствам измерения. Манометры, широко используемые в качестве индикаторных средств измерения на нефте- и нефтепродуктопроводах имеют другую зону минимальной погрешности.

Упругим элементом манометра является трубчатая пружина эллиптического или овального сечения, согнутая по кругу (рисунок 4.2).

Распрямление трубчатой пружины при увеличении давления происходит вследствие следующих причин. С повышением давления пружина в поперечном сечении стремится увеличиться. При этом малая ось эллипса увеличивается, в то время как длина пружины остается неизменной, что вызывает раскручивание пружины.

Рисунок 4.2 - упругий элемент манометра

Принцип работы трубчатой пружины понятен из следующих рассуждений.

Введем обозначения: ОА = R, ОА' = r и угол АОВ = б до деформации и R', r' и б' соответственно после деформации. Тогда:

;(4.14)

,(4.15)

Вычитая из равенства (4.10) равенство (4.11), получим:

.(4.16)

Так как и представляют собой малую ось эллипса трубки до и после деформации, то обозначим их соответственно b и b'. Тогда равенство (4.16) примет такой вид:

.(4.17)

Так как по принятому условию то, следовательно, , т.е. с увеличением давления внутри трубчатой пружины последняя будет распрямляться.

Полагая, что b' = b?b и , и подставив эти значения в равенство (4.17), получим:

.(4.18)

Решая уравнение (13) относительно ?б, получим:

.(4.19)

Из формулы (4.19) можно сделать следующие выводы:

1) будет тем больше, чем больше первоначальный угол закручивания б и чем меньше малая ось эллипса;

2) пружина круглого сечения распрямляться с увеличением внутреннего давления не будет, так как для нее , следовательно, и также будет равно нулю.

К недостаткам трубчатых пружин относится явление так называемого упругого последействия, которое заключается в том, что пружина не возвращается в прежнее положение сразу после снятия нагрузки. Это исходное положение пружина принимает по истечении некоторого промежутка времени, который может быть в пределах от нескольких минут до нескольких суток. Величина упругого последействия трубчатых пружин зависит от качества материала, из которого выполнена трубка, и от совершенства технологии изготовления пружины. Упругое последействие является существенной характеристикой, как трубчатой пружины, так и всякого упругого элемента. Величина упругого последействия пружины является одной из характеристик, определяющих класс точности прибора.

Возможны случаи, когда даже по прошествии длительного времени после снятия нагрузки пружина не возвращается в свое прежнее положение. Это является следствием остаточной деформации.

Остаточная деформация появляется после нагрузки пружины сверх предела пропорциональности или в результате усталости материала пружины от длительной эксплуатации ее на нагрузках, близких к пределу пропорциональности. Предел пропорциональности пружины это та нагрузка, до которой раскручивание пружины пропорционально действующему на нее усилию и после которой приращение раскручивания пружины не пропорционально приращению действующей силы.

Максимальный предел измерения манометра должен быть ниже предела пропорциональности трубки. Чем ближе максимальный предел измерения манометра к пределу пропорциональности трубки, тем быстрее накапливается остаточная деформация, и манометр приходит в негодность.

Если через д_р обозначить предел пропорциональности трубки, а через Р_макс -- максимальное давление, которое для нее назначено, то их отношение будет коэффициентом прочности трубки:

.(4.20)

Коэффициент прочности трубки должен быть больше единицы. Чем больше коэффициент прочности трубки (иными словами, чем выше запас прочности), тем дольше она работает без накопления остаточной деформации.

Исследования показывают, что предел пропорциональности зависит от геометрических размеров трубки (соотношение осей сечения трубки, толщина стенок трубки, диаметр трубки) и от свойств материала, из которого она изготовлена.

Чем больше отношение большой оси поперечного сечения трубки к малой, тем ниже предел пропорциональности. Чем больше толщина стенок трубки, тем выше предел пропорциональности; С увеличением диаметра растет также и предел пропорциональности трубки.

Предел пропорциональности трубки тем выше, чем выше предел прочности материала, из которого трубка изготовлена.

Из выше сказанного ясно, что, используя зависимость предела пропорциональности от геометрических параметров и свойств материала, можно изготовить трубку на любой желаемый предел измерения.

Манометры с трубчатой пружиной изготовляют на верхние пределы измерения от 0,5 до 2000 кг/см².Устройство обыкновенного трубчатого манометра приведено на рисунке 4.3.

автоматизация задвижка утечка трубопровод

Рисунок 4.3 - Трубчатый манометр

Упругим элементом этого манометра является согнутая по кругу полая трубка 5, имеющая в сечении форму эллипса или удлиненного овала. Один конец этой трубки впаян в держатель 11,второй конец заглушен пробкой 9. Держатель прикреплен к корпусу манометра 4 винтами и имеет выступающий из корпуса штуцер 1 с резьбой, посредством которого производят подсоединение прибора. Внутри штуцера имеется канал, соединяющийся с внутренней полостью трубки 5. В верхней части держатель имеет строганую площадку, на которой смонтирован передаточный механизм.

Свободный конец трубки шарнирно соединен с поводком 10, который вторым концом также шарнирно связан с зубчатым сектором 8. Сектор может свободно вращаться вокруг оси, проходящей через его середину и фиксированной в отверстиях нижней и верхней пластин 7 механизма. Сектор 8 зубчатым зацеплением соединен с трибкой (маленькой шестерней), не показанной на фигуре. Трибка жестко сидит на оси, проходящей через те же пластины, что и ось сектора.

Для уничтожения мертвого хода к трибке присоединен упругий металлический волосок 6, второй конец которого крепится к какой-либо неподвижной части манометра. Таким образом, трибка всегда прижата к сектору силой упругости волоска, вследствие чего уничтожаются зазоры в зацеплении, являющиеся причиной мертвого хода. На ось трибки плотно насажена стрелка 2.

Под действием давления трубка раскручивается и тянет поводок, поворачивающий в свою очередь сектор вокруг его оси. Сектор 8, поворачиваясь, вращает трибку с насаженной на ее ось стрелкой, которая своим концом по шкале 3 указывает величину измеряемого давления.

Регулировка манометра осуществляется изменением длины поводка и перемещением точки его соединения с хвостовиком сектора [7].

Следовательно, наиболее оптимальные метрологические характеристики датчиков измерения избыточного давления имеют в последней трети шкалы измерения (диапазон измерения), а манометры - вторую треть. Для получения более точных результатов в диспетчерской СДКУ и линейными обходчиками необходимо учитывать это свойство средств измерения.

4.3 Расчет фактического давления на контрольных пунктах

Проведем расчет фактического рабочего давления на участках установки контрольных пунктов (КП) узлов задвижек на продуктопроводе.

КП расположены на 1, 11, 19, 29, 39, 47, 57, 66, 73 и 81 пикетах, что соответствует 1, 11, 19, 29, 39, 47, 57, 66, 73 и 81 км продуктопровода. Данные точки устанавливаются до и после мест пересечения продуктопровода с естественными преградами, которые требуют особого внимания.

В большинстве современных СДКУ по показаниям давления на участках нефтепровода диспетчер может иметь косвенные сведения о наличии или отсутствии аварийного разлива нефти. Поэтому истинные показания давления является весьма критичным показателем.

В связи с мало пересеченной местностью проектируемого участка продуктопровода фактическое давление в действующем продуктопроводе незначительно отклоняется от проектируемого рабочего давления. Совмещением статического и динамического методов предоставляемых гидроуклоном и продольным профилем проектируемого участка, возможно вычислить ожидаемое давление в интересующих нас КП продуктопровода и произвести наилучший подбор средств измерения.

Гидравлический уклон - это динамическая величина, характеризующая собой потерюнапора на единицу длины трубопровода.

При постоянной скорости течения и одинаковой высоте трубопровода (то есть, при горизонтальном положении трубопровода) тангенс угла (i) гидравлического уклона определяется по формуле :

(4.21)

где H₁ - напор потока жидкости в начале участка русла, МПа,

H₂ - напор потока жидкости в конце участка русла, МПа,

l - длина участка русла, м.

Для ламинарного течения жидкости в трубах круглого сечения гидравлический уклон определяется по формуле:

(4.22)

где л - коэффициент потерь на трение по длине,

Q - расход жидкости, м³/c,

D - диаметр трубы, м.

Для наклонных трубопроводах гидравлический уклон численно равен тангенсу угла, чуть меньшего, чем угол наклона русла.

Динамический режим продуктопровода

Гидравлический уклон играет важную роль при расчёте трубопроводов.

Гидравлические потери - вид потерь энергии в трубопроводах другом гидрооборудовании, обусловленный работой сил вязкого трения между слоями жидкости, а также силами взаимодействия между жидкостью и контактирующими с ней твёрдыми телами и газами.

Гидравлические потери принято разделять на три вида:

- потери на трение по длине, которые определяются поформуле Дарси-Вейсбаха;

,(4.23)

где ?P - потери давления на гидравлическом сопротивлении, МПа,

с - плотность жидкости, кг/м³,

L - длина трубы, м,

D - диаметр трубы, м,

- величина, которая называется скоростным (или динамическим) напором, МПа,

V - средняя скорость течения жидкости, м/с;

- местные гидравлические потери, для которых коэффициенты потерь (коэффициенты Дарси) вычисляются по эмпирическим формулам; примером местных потерь могут служить внезапное расширение трубы, внезапное сужение трубы, поворот трубы и другие;

- потери в гидрооборудовании; этот вид потерь определяется по принципу автомодельности.

Гидравлические потери выражают:

1) в потерях напора ?h в метрах столба среды,

2) либо в потерях давления ?P в паскалях, ?h=?P/с?,

где с - плотность среды, кг/м³,

? - гравитационная постоянная, Н/м.

Следует отметить, что гидравлические потери при ламинарном режиме течения жидкости меньше, чем при турбулентном, если все прочие условия (в частности, скорость движения жидкости) одинаковы. Однако, при одинаковом режиме течения жидкостей - чем меньше скорость жидкости, тем больше гидравлические потери на том или ином гидравлическом сопротивлении.

Статический режим продуктопровода

При отсутствии процесса перекачки продукта в продуктопроводе, т.е. в режиме статического состояния жидкости, перепад давления по продуктопроводу будет зависеть от профиля, по соотношению:

,(4.24)

где с - плотность перекачиваемого продукта, кг/м³,

?- гравитационная постоянная, Н/м,

h - перепад высот, м.

Перепады давления возникают за счет изменения высоты h от нулевого уровня, который условно принят на 48 м над уровнем моря (рисунок 4.4)

Рисунок 4.4 - Изменение высоты, относительно нулевого уровня

Совмещая статический и динамический показатель производим расчеты фактического давления в продуктопроводе.

На рисунке 4.5 представлен совмещенные гидроуклон и продольный профиль трассы продуктопровода, с указанием пикетов, на которых расположены КП.

Выбранные технические манометры представлены в таблице 4.1.

Рисунок 4.5 - Рельеф трассы и гидроуклон

Таблица 4.1

Выбранные технические манометры

Выбранные средства измерения представленные в таблице 4.2

Датчик давления ТЖИУ.406 с оптимальным настраиваемым диапазоном

Таблица 4.2

Перечень технических манометров и датчиков давления

Расчеты выполнены при помощи программного комплекса Microsoft Office, представлены в таблице 4.3.

Таблица 4.3

Расчет давления в точке продуктопровода

В связи с малопересеченной местностью и относительно не высокой плотностью перекачиваемого продукта разница в диапазонах приборов измерения давления не большая.

Выполним подобный расчет для участка нефтепровода «Туймазы- Уфа- 3 очередь (ТУ-3)» от ЛПДС «Субханкулово» до ЛПДС «Языково» протяженностью 65 км. Плотность перекачиваемой нефти составляет 892 кг/м³ [8]. Продольный профиль магистрального нефтепровода и расположение КП представлены на рисунке 4.6

Подбор средств измерения для каждого КП представлен в таблице 4.5.

Таблица 4.5

Выбор датчиков давления и технических манометров для каждого КП

Из таблицы 4.5 мы видим многообразие используемых диапазонов средств измерения на нефтепроводе, расположенном в зонах умеренно пересеченного рельефа. Если подобный расчет выполнить для участков расположенных в горных местностях и с учетом всех лупингов и других особенностях нефтепроводов и продуктопроводах становится очевидна необходимость проведения подобного подбора средств измерения. Это повысит точность проводимых измерений и увеличит информативность показаний как в диспетчерской СДКУ, так и манометров, используемых при визуальном контроле состояния трубопровода.

Рисунок 4.6 - Рельеф трассы ЛПДС «Субханкулово» - ЛПДС «Языково»

Расчет фактического давления представлен в таблице 4.4

Таблица 4.4

Расчет давления в точке нефтепровода

5. Охрана труда и техника безопасности

Темой данного комплексного дипломного проекта, как отмечено ранее, является автоматизация и выбор средств измерения давления на линейном участке Вынгапуровского продуктопровода.

Нарушение требований правил техники безопасности производства при монтаже, эксплуатации и ремонте средств автоматизации на продуктопроводе может привести к авариям и производственным травмам.

5.1 Опасные и вредные факторы на объектах нефте- и нефтепродуктопроводного транспорта

Объекты нефтепроводного транспорта, как носители опасных и вредных факторов, относятся к категории повышенной опасности.

Основными факторами и обстоятельствами, определяющими категорию повышенной опасности объектов и технологических процессов нефтепроводного транспорта являются:

- опасные и вредные свойства нефтей и входящих в ее состав легких и тяжелых углеводородных фракций (газожидкостной нефтегазовой среды), в том числе:

1) взрыво- и пожароопасность нефтегазовой среды (рабочей средой является ШФЛУ);

2) токсичность нефтегазовой среды;

3) способность нефтегазовой среды проникать в закрытые полости и пространства, здания и сооружения, скапливаться в различных углублениях и распространяться на большие расстояния и площади по воздуху, земле и водной поверхности;

- большие единичные мощности и высокая энерговооруженность, в том числе:

1) значительные потенциально опасные разрушительные способности технологического оборудования при их поломках, повреждениях или авариях;

2) опасные или потенциально опасные значения технологических параметров, в том числе высокие давления (Р? 1,5 МПа), большие объемы и потоки перекачиваемой среды.

- технологические особенности, в том числе:

1) непрерывный характер технологических процессов, осуществляемых круглосуточно, независимо от различных климатических и сезонных изменений окружающей среды;

2) большие периоды непрерывной работы всего комплекса технологического оборудования;

3) необходимость проведения профилактических и ремонтных работ при непрерывном технологическом цикле;

4) большие скорости распространения волн давления, в том числе от гидравлических ударов, возникающих при различных изменениях режимов перекачки, аварийных остановках технологического оборудования, авариях с нарушением герметичности нефтепроводов;

- большая рассредоточенность технологических объектов, в том числе:

1) отсутствие возможности постоянного визуального контроля за оборудованием;

2) большой контакт с природной средой, пересечения с водными ресурсами, прохождения через горные местности.

3) подверженность продуктопровода коррозии;

4) прохождение трасс продуктопровода вблизи населенных пунктов, зон хозяйственной деятельности других отраслей производства;

5) удаленность от баз обслуживания и труднодоступность значительного количества объектов продуктопровода транспорта для производства работ по техническому обслуживанию оборудования или производства аварийно-восстановительных работ.

Широта диапазона и специфики работ, в том числе связанных с обслуживанием электротехнического и механо-технологического оборудования, средств и систем измерения, автоматики и телемеханики, теплотехнических установок, сосудов и емкостей, необходимость постоянного производства ремонтных и общестроительных работ, погрузо-разгрузочных и работ по перевозке грузов, содержания и обслуживания автотранспорта и специальной техники, больших объемов электрогазосварочных, подводно-технических и буровзрывных работ;

Организация работ должностными лицами всех уровней по проектированию, комплектованию оборудованием, сооружению объектов трубопроводного транспорта, ведению технологических процессов и работ по техническому обслуживанию оборудования, должны вестись с учетом факторов и обстоятельств опасности нефтепроводного транспорта, перечисленных выше.

5.2 Взрыво- и пожароопасность производства

Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) - горючий углеводородный газ под давлением в сжиженном состоянии. Хорошо взрывается и горит.

Утечка ШФЛУ в месте разрушения продуктопровода продолжается длительное время, пока давление и температура внутри участка не станут близкими к атмосферному. Вследствие непрерывного испарения продукта, давление внутри участка будет уменьшаться, происходит охлаждение продукта и всего с чем продукт соприкасается. Значительная испаряемость ШФЛУ, а также высокий удельный вес паров способствует образованию устойчивого облака, плохо рассасывающегося в атмосфере, которое стелится на поверхности и скапливается в низких местах.

Утечка ШФЛУ может быть обнаружена по запаху, напоминающему запах бензина, по изменению цвета растительности, а при значительных объемах утечки паров продукта - по звуку и нарушению земляной засыпки продуктопровода. Также утечка может быть обнаружена по обмерзанию грунта или по инею в месте утечки.

Пары ШФЛУ образуют с воздухом взрывоопасные смеси с пределами взрываемости, указанными в таблице 1.1, по ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны»

Взрыво- и пожароопасные свойства ШФЛУ:

- ПДК - 300 мг/м³;

- класс опасности- 4;

- температура вспышки - (от 15 до 20 ^оС);

- пределы взрываемости : НКПВП-1,3, ВКПВП - 9,5 %.

Воспламенение жидкого продукта и его паров в месте утечки, распространяющихся в виде газового облака, может произойти от источника, имитирующего горение, расположенного далеко от места утечки (50м и более). К таким источникам относятся, помимо открытого огня, электрические разряды электроустановок, нагретые твердые тела, различные самовоспламеняющиеся материалы.

5.3 Токсичность и вредность рассматриваемого продукта перекачки

По степени воздействия на организм человека ШФЛУ относится к 4 классу опасности по ГОСТ 12.1.007-76 «Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности», то есть является малоопасным веществом. Обладает наркотическим действием. Предельно допустимая концентрация (ПДК) в воздухе рабочей зоны - 300 мг/м³ (в перерасчете на углерод) ПДК в атмосферном воздухе - 5 мг/м³. Признаками наркотического действия являются недомогание, головокружение, состояние опьянения, сопровождаемое беспричинной веселостью, потерей сознания. Углеводороды ШФЛУ в организме не аккумулируются.

ШФЛУ при обычной температуре представляет собой тяжелый газ и проникает в организм исключительно через дыхательные пути. При легких отравлениях - головокружение, слабость, учащенное сердцебиение. При тяжелых - потеря сознания, судороги, ослабление дыхания.

ШФЛУ оказывает вредное воздействие на кожу человека, вызывая кожные заболевания (сухость кожи, появление трещин, экземы). Особенно опасно попадание ШФЛУ на слизистую оболочку рта, глаз.

При утечке ШФЛУ, в результате его быстрого разгазирования, происходит сильное охлаждение самой струи продукта. Попадание продукта на кожу вызывает обморожение.

Основная опасность для человека при авариях связана с возможностью возникновения термических и барических поражающих факторов. Основная опасность для окружающей среды связана с загрязнением почвы и водных объектов, а также загрязнением воздуха продуктами сгорания

При ингаляционном отравлении пострадавшего следует удалить из загрязненной атмосферы, освободить от стесняющей одежды и поместить в теплое место. При потере сознания сделать искусственное дыхание, вызвать врача. При попадании в желудок - обеспечить покой, вызвать врача. При попадании на кожу - промыть водой с мылом. При попадании в глаза - обильно промыть проточной водой, в дальнейшем обратиться к офтальмологу.

Для защиты от вредных воздействий применяются индивидуальные средства защиты согласно типовым нормам, в том числе фильтрующий противогаз марки А, изолирующие противогазы с принудительной подачей чистого воздуха (при высоких концентрациях), спецодежда, спецобувь.

5.4 Мероприятия по обеспечению безопасности работы на линейной части продуктопровода

Требования к АСУ ПБ

Организация работ по обеспечению безопасных и здоровых условий труда и промышленной безопасности должна осуществляться на базе Автоматизированной системы управления производственной безопасности (АСУ ПБ), единой для всех АО АК «Транснефть».

АСУ ПБ должна иметь простой доступ для обращения, не требующий специальной подготовки рядового пользователя компьютера.

АСУ ПБ должна иметь минимально обязательную базу данных по следующим вопросам или направлениям деятельности в области ОТ и ПБ:

- перечень и содержание нормативно - законодательных и руководящих документов и актов, правил, положений и других общероссийских и отраслевых руководящих документов в области охраны труда и промышленной безопасности;

- перечень и содержание должностных инструкций, инструкций по профессиям и по безопасному ведению работ;

- перечень и содержание приказов, распоряжений, предписаний, актов проверок, протоколов и других документов организации, и государственных органов надзора по ОТ и ПБ;

- перечень и содержание планов работ и различных мероприятий в области ОТ и ПБ;

- подсистему обучения и проверок знаний с графиками проверок знаний, переаттестаций и обучения с отрывом или без отрыва от производства;

- графики медицинских осмотров, целевых и комплексных проверок подразделений;

- подсистему обеспечения работников спецодеждой и другими средствами индивидуальной и коллективной защиты;

- базу данных по несчастным случаям на производстве с системой количественной оценки уровня производственного травматизма

- физико-химические и токсикологические характеристики веществ, применяемых в процессах хранения и перекачки нефтей;

- переписка по вопросам ОТ и ПБ;

- система контроля исполнения документов по ОТ и ПБ;

- список работников с антропометрическими данными с указанием образования, профессии (должности), места работы, общего стажа и стажа работы по данной профессии, сроков обучения с отрывом и без отрыва от производства, сроков и перечня полученной спецодежды и средств индивидуальной защиты, сроков прохождения медицинских осмотров, о перенесенных заболеваниях или полученных увечьях, о допущенных нарушениях правил охраны труда и промышленной безопасности, семейного положения;

- перечень рабочих мест с указанием санитарно-гигиенических условий труда по каждому объекту;

- перечень объектов по каждому структурному подразделению с указанием характеристик по организации санитарно-бытового обслуживания работников в соответствии с требованиями норм;

- наименование всех структурных подразделений с указанием объектов, перечня и количества профессий и должностей работников по каждому объекту и структурному образованию.

Для дополнений и исправлений базы данных, а также для работы с информацией ограниченного пользования АСУ ПБ должна предусматривать санкционированный вход.

АСУ ПБ должна обеспечивать фактографический поиск и выдачу информации на экран и принтер по ключевым словам.

АСУ ПБ должна функционировать в сетевом варианте с задержкой актуализации базы данных не более 36 часов.

5.4.2 Обеспечение безопасности производственных процессов.

Безопасность производственных процессов, безопасные и здоровые условия труда должны обеспечиваться планомерным и систематическим проведением комплекса организационных, социальных, технических и финансово-экономических мероприятий, в том числе:

- четким распределением функций, задач и ответственности различных структур как по вертикали, так и по горизонтали;

- обязательным характером регламентных работ;

- обязательностью первоочередного финансирования мероприятий по промышленной безопасности и охране труда отдельной строкой, организацией бухгалтерского учета расходования выделенных средств;

- обязательностью соответствия производственных процессов и проводимых различных мероприятий нормативным требованиям, принятием критериев для количественной оценки результатов в области охраны труда и промышленной безопасности;

- организацией обучения и систематическим повышением квалификации работников;

- созданием нормальных санитарно-бытовых и санитарно-гигиенических условий труда для работников, эффективной системы медицинского обслуживания, обеспечением работников специальной одеждой, а также средствами индивидуальной и коллективной защиты;

- организацией работ по обеспечению промышленной безопасности, безопасных и здоровых условий труда;

- организацией эффективной системы контроля, действующей совместно с системой материального стимулирования;

- принятием гибкой системы определения и четким распределением обязанностей и ответственности должностных лиц и исполнителей по обеспечению безопасности при ведении производственно-технологических процессов и других действий в интересах производства.

Распределение функций, задач и ответственности различных структур как по вертикали, так и по горизонтали организации работ по обеспечению безопасности производственных процессов, безопасных и здоровых условий труда предусматривает перечень задач, которые должны решаться на том или ином иерархическом уровне управления.

Распределение функций, задач и ответственности различных структур по горизонтали организации работ по обеспечению безопасности производственных процессов, безопасных и здоровых условий труда допускает гибкое распределение функций между структурами или службами одного уровня, позволяя делать это с учетом специфических особенностей каждой организации или структурного образования.

Организация работ по обеспечению промышленной безопасности, безопасных и здоровых условий труда должна содержать в своем составе и предусмотреть планомерное и систематическое проведение:

- предупредительно - профилактических работ;

- работ по обеспечению надежности и безопасности оборудования, зданий и сооружений;

- работ по обеспечению безопасности видов работ или направлений производственной деятельности.

В каждой организации разрабатывается Полный перечень видов оборудования, зданий и сооружений, видов работ и направлений производственной деятельности, обеспечение безопасности которых должно осуществляется в пределах требований действующих руководящих и нормативных документов, общих для данной группы оборудования, видов работ или направлений производственной деятельности.

Полный перечень видов оборудования, зданий и сооружений, видов работ и направлений производственной деятельности утверждается одним из первых руководителей организации.

Полный перечень видов оборудования должен охватить следующий обязательный минимум:

- средства и системы контроля, защиты и централизованного управления технологическими процессами,

- линейную часть магистральных нефтепроводов;

- резервуарные парки;

- электротехническое оборудование;

- механо-технологическое оборудование;

- грузоподъемные краны, машины и механизмы;

- сосуды и емкости, работающие под давлением;

- оборудование систем теплоснабжения;

- автотранспорт и спецтехника;

- здания и сооружения.

В зависимости от модификаций и видов оборудования и других специфических обстоятельств перечень видов оборудования может быть увеличен (например, оборудование газового хозяйства, электрогазосварочное оборудование, оборудование резервуарных парков и т.д.).

Перечень видов оборудования должен охватить весь комплекс оборудования, их однозначное отнесение к той или иной группе и дать четкие границы раздела на стыках между различными видами оборудования;

Перечень видов работ и направлений производственной деятельности, входящий в Полный перечень, должен охватить следующий обязательный минимум:

- диспетчерское управление магистральными нефтепроводами;

- обеспечение единства измерений, стандартизации и качества продукции;

- производство опасных и особо опасных работ;

- аварийно-восстановительные работы;

- производство общеремонтных работ;

- производство строительных и ремонтно-строительных работ;

- перевозка грузов и пассажиров;

- обеспечение материально-техническими ресурсами, хранение материалов и оборудования;

- производство работ с привлечением сторонних организаций;

- производство работ на объектах сторонних организаций.

В зависимости от обстоятельств и специфических особенностей производственных процессов количество видов работ решением руководства организации может быть увеличено (например, производство подводно-технических, буровзрывных и других работ).

Перечень видов работ должен охватить весь комплекс работ и направлений производственной деятельности, их однозначное отнесение к той или иной группе и дать четкие границы раздела между смежными направлениями деятельности.

Диагностика технического состояния оборудования, машин и механизмов, средств автоматики, контроля, защиты и управления, зданий и сооружений осуществляется по перечню, утвержденному главным инженером АО. В этот перечень в обязательном порядке включаются магистральные трубопроводы резервуары и насосные агрегаты перекачивающих станций;

Испытания оборудования, машин и механизмов, средств автоматики, контроля, защиты и управления, зданий и сооружений, СИЗ осуществляется по перечню, разработанному в соответствии с требованиями нормативных документов и утвержденному главным инженером АО.

Испытания оборудования, машин и механизмов, средств автоматики, контроля, защиты и управления, зданий и сооружений, СИЗ осуществляются:

- при вводе в эксплуатацию после завершения строительно-монтажных, аварийно-восстановительных или ремонтных работ;

- периодически в соответствии с требованиями нормативных документов или технических условий эксплуатации;

- при выявлении неполадок или сбоев в работе оборудования, средств автоматики, контроля и управления, при предстоящих изменениях технологических режимов в сторону увеличения их напряженности;

- с целью выявления работоспособности новых технологий, оборудования, СИЗ и т.д., впервые применяемых в условиях нефтепроводного транспорта.

5.5 Выбор молниеотводов для защиты объектов производства

Исходя из общих соображений, выбор типа и высоты молниеотводов производится исходя из значений требуемой надежности Р_з. Объект считается защищенным, если совокупность всех его молниеотводов обеспечивает надежность защиты не менее Р_з.

Во всех случаях система защиты от прямых ударов молнии выбирается так, чтобы максимально использовались естественные молниеотводы, а если обеспечиваемая ими защищенность недостаточна - в комбинации со специально установленными молниеотводами.

В общем случае выбор молниеотводов должен производиться при помощи соответствующих компьютерных программ, способных вычислять зоны защиты или вероятность прорыва молнии в объект (группу объектов) любой конфигурации при произвольном расположении практически любого числа молниеотводов различных типов.

При прочих равных условиях высоту молниеотводов можно снизить, если вместо стержневых конструкций применять тросовые, особенно при их подвеске по внешнему периметру объекта.

Если защита объекта обеспечивается простейшими молниеотводами (одиночным стержневым, одиночным тросовым, двойным стержневым, двойным тросовым, замкнутым тросовым), размеры молниеотводов можно определять, пользуясь заданными в настоящем нормативе зонами защиты.

В случае проектирования молниезащиты для обычного объекта, возможно определение зон защиты по защитному углу или методом катящейся сферы согласно стандарту Международной электротехнической комиссии (IEC 1024) при условии, что расчетные требования Международной электротехнической комиссии оказываются более жесткими, чем требования настоящей Инструкции.

Типовые зоны защиты стержневых молниеотводов

Зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода

Стандартной зоной защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h является круговой конус высотой h₀ < h, вершина которого совпадает с вертикальной осью молниеотвода (рисунок 5.1). Габариты зоны определяются двумя параметрами: высотой конуса h₀ и радиусом конуса на уровне земли r₀.

Приведенные ниже расчетные формулы (таблица. 5.1) пригодны для молниеотводов высотой до 150 м. При более высоких молниеотводах следует пользоваться специальной методикой расчета.

Рисунок 5.1 - Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода: h - вертикальная ось молниеотвода; h₀ - высота конуса; h_х - необходимая высота; r₀ - радиус конуса; r _х - радиус горизонтального сечения

Для зоны защиты требуемой надежности (рисунок 5.1) радиус горизонтального сечения r_x на высоте h_x определяется по формуле:

(5.1)

Подставив в вышеописанную формулу требуемые значения, получаем необходимые данные.

Таблица 5.1

Расчет зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода

6. Правонарушения в России в области трубопроводного транспорта

На линейных участках магистральных трубопроводов ежегодно фиксируются сотни незаконных подключений с целью хищения перекачиваемого продукта [9, 10]. Об уровне ущерба от этих правонарушений можно судить по следующим данным. В 2003 году совокупные потери российских нефтегазовых компаний от краж нефтепродуктов составили по приближенным оценкам порядка 3% транспортируемого продукта [11]. По данным электронного издания «Агентство федеральных расследований «FreeLance Bureau» за период с 2002 по 2005 г. вокруг только Новокуйбышевского нефтеперерабатывающего завода было выявлено 177 несанкционированных врезок в продуктопроводы, годовые потери от них составили не менее 8 тыс. тонн нефтепродуктов. В Китае в 2005 г. арестовано 2,9 тыс. человек за несанкционированные врезки, ущерб от хищения нефти составил 124,6 млн. долл. [12].

Тревожны и приводимые оценки показателя прироста таких правонарушений: в России 2 % в год, в Казахстане только по компании «КазТрансОйл» за последние 6 лет число врезок возросло в 13 раз [10, 11]. То есть противодействие этому виду правонарушений является недостаточным или неэффективным.

6.1 Решение экономической проблемы

Руководство правоохранительных структур Китая видит решение проблемы через ужесточение наказания за хищение нефтепродуктов вплоть до введения смертной казни [12]. В России подписан Указ президента «О создании комплексной системы обеспечения безопасности населения на транспорте» (31.03.2010), предусматривающий предотвращение чрезвычайных ситуаций и террористических актов на транспорте.

Поставленную в Указе задачу в части трубопроводного транспорта нельзя выполнить, не располагая системой защиты магистральных трубопроводов от преднамеренных угроз: врезки в продуктопровод, установки боеприпасов для совершения террористических актов, нарушения режимов перекачки по информационным каналам управления, формирования ложных сигналов «утечек» для «ослепления» используемых виброакустических систем контроля целостности трубы и т.д.

Достаточно, например, установить «генератор утечек» под изоляцию, чтобы парализовать работу службы безопасности на длительное время.

На сегодняшний день обозначен примерный состав такой системы: комплекс радиолокационной разведки, стационарная система датчиков, беспилотный летательный аппарат с телекамерами на борту, центр сбора данных [13]. Обоснованность использования перечисленных подсистем и алгоритм взаимодействия между ними отсутствуют.

6.2 Обоснование возможного облика комплексированной системы защиты магистральных трубопроводов от преднамеренных угроз

Идея комплексирования состоит в том, что, если вероятность обнаружения искомого события с использованием его описания в конкретном пространстве признаков не удовлетворяет потребителя и дальнейшее увеличение этой вероятности сопряжено с весьма значительными затратами, следует искать дополнительный независимый признак. Совокупность таких признаков позволяет получить нужный эффект с меньшими потерями. Действительно, исходя из общей теоремы о повторении опытов можно проиллюстрировать достижение нужного результата, при последовательном увеличении числа информативных независимых признаков, анализируемых системой обнаружения (таблица 6.1).

Таблица 6.1

Данные по иллюстрации эффективности комплексированных систем

Если каждый из признаков обеспечивает обнаружение событий с вероятностью 0,1, то при использовании всех четырех эта цифра увеличивается до 0,34.

6.3 Контуры комплексированной системы рассматриваемого назначения

Совершению правонарушения предшествует этап подготовительных работ. Он включает конкретизацию места реализации замысла и проведение земляных работ (для заглубленных трубопроводов). Признаком опасности для собственника трубы служит время нахождения субъекта в полосе пролегания продуктопровода. Для получения такой информации предложено применить сейсмическое средство обнаружения с передачей зарегистрированных сигналов по радиоканалу в центр принятия решений [14].

Главным препятствием на пути внедрения сейсмических (так и телевизионных) охранных систем является неприемлемая дальность обнаружения пешехода. С помощью точечных датчиков шаги человека регистрируются на расстоянии 20-100 м.

С учетом их стоимости (для оснащения нефтепроводной системы страны потребуется более 1млн. датчиков) затраты на это мероприятие будут исчисляться миллиардами. Затраты такого же порядка необходимы при переходе на распределенные датчики (трибоэлектрический, оптоволоконный), приведенные в таблице 6.2.

Таблица 6.2

Стоимость сейсмодатчиков

С учетом приведенной информации сейсмические средства регистрации подготовительных работ на магистральных трубопроводах могут найти применение для охраны критически важных объектов (насосных станций, удобных для совершения правонарушения участков и т.д.). Однако, следует учитывать возможность формирования ложных сигналов заинтересованными лицами. Во избежание блокирования работы охранной системы такими сигналами необходима дополнительная информация, переносимая, например, видеоизображениями. Автоматическая расшифровка изображений подобного класса не сложная задача. Комлексирование сейсмического и телевизионного каналов обнаружения преднамеренных угроз работе трубопровода на стадии подготовки операции снимает проблему реагирования на ложные атаки и повышает надежность расшифровки истинных замыслов находящихся на трассе пролегания трубопровода субъектов. В малолюдной местности с низкой плотностью животного мира предпочтительно использовать обрывные (микропровод) средства [14].

Своеобразным дополнением этой подсистемы обнаружения является аналитическая и агентурная разведка, основанная на результатах непрерывного мониторинга информационных источников различного вида и позволяющая во многих случаях установить время и место готовящегося правонарушения [15].

Второй этап определяют факторы взаимодействия злоумышленника с трубой. При осуществлении врезки проводится ликвидация изоляции, сверление трубы, удары по ней. Каждый из отмеченных воздействий порождает упругую волну, распространяющуюся по трубопроводу [16]. Регистрация этой волны служит сигналом о произошедшем взаимодействии нарушителя с трубой, распознавание формы сигнала позволяет выявить вид взаимодействия: сверление, удар и др. На сегодняшний день это направление считается наиболее перспективным в борьбе со злоумышленниками на магистральных продуктопроводах [13]. Однако, практика применения виброакустического канала выявила ряд проблемных вопросов.

Оболочка трубы является источником шума. Шум формируется под влиянием многочисленных причин, отражающих взаимодействие перекачиваемого продукта с оболочкой трубопровода: состояние и режим работы перекачивающего оборудования, влияние внешних источников сейсмических колебаний и др. Шумовой процесс не стационарен. Не стационарность обусловлена действием нескольких причин:

- сменой режима работы перекачивающего оборудования со средней частотой порядка (12 ч)^-1;

- появление неисправностей в перекачивающем оборудовании со средней частотой (неделя)^-1;

- появлением утечек перекачиваемого продукта (месяц)^-1;

- кратковременными помехами искусственного происхождения (ремонтные работы на трассе, проходящие транспортные средства и пр.) со средней частотой (20-100 ч)^-1 в зависимости от места залегания трубопровода.

Во избежание снижения вероятности обнаружения сигнала на нестационарном фоне приходится прибегать к изощренным техническим решениям, усложняющим систему принятия решений. Другое ограничение виброакустического канала - расстояние надежного обнаружения упомянутых выше сигналов. Оно определяется коэффициентом затухания волны и шумом оболочки трубы и в существующих охранных системах составляет ~330 м. Имеются данные о применении на территории России отечественных автоматических систем обнаружения утечек «Магистраль», «Кап-Канн», «Интелкон», СНКГ Н-2 [15]. Принцип действия указанных систем - выделение сигналов, возникающих при механическом воздействии на оболочку трубы и при ее коррозионном прорыве, на фоне акустических шумов объекта контроля. Декларируемый диапазон данных по расстоянию между датчиками составляет 150-500 м. Информация о вероятностях пропуска сигнала и ложной тревоги не проводится.

6.4 Пути улучшения системы

Известно, что амплитуда упругой волны при распространении в среде уменьшается с расстоянием по закону:

, (6.1)

где r - расстояние от источника сигнала до приемника, м,

t - время, с,

- комплексная постоянная распространения,

u₀ - амплитуда исходной волны. В сферической волне ее ослабление происходит обратно пропорционально расстоянию (1/r, b =1). Для плоской волны b стремится к 0, для цилиндрической волны b =0,5 [13].

Приведенная формула дает основание сделать вывод о сильной зависимости затухания волны от ее частоты. Этот вывод конкретизируют экспериментальные данные, приведенные на рисунке 6.1, на котором градация условна [16].

Рисунок 6.1 - Зависимость изменения отношения шум/сигнал от расстояния распространения упругой волны на оболочке трубопровода

Из них следует, что путь к созданию экономически выгодной системы охраны трубопроводов лежит через использование низкочастотного диапазона упругих колебаний. Если по приведенным данным спрогнозировать ход кривой на частоте 1 кГц, то есть надежда довести расстояние между датчиками до 3-5 км - границе, определяющей позитивное восприятие этого вида охраны магистральных трубопроводов их собственником. Сделанный вывод подтверждает информация, размещенная в [16] с описанием системы компании ASI - WaveAlert ALDS по обнаружению течи в трубопроводе. Система построена на использовании низких частот (диапазон не указан), что позволило разместить датчики на расстояние 50км друг от друга. Принцип действия системы четко не прописан и нет возможности анализировать достоверность приводимых данных.

По завершению несанкционированных работ их следы тщательно маскируются. Процент не зарегистрированных на первых двух рассмотренных выше этапах нарушений на объекте контроля в литературе не отражен. Приведенные в начале статьи сведения позволяют сделать заключение, что он значителен. Поэтому приходится прибегать к услугам обходчика. Недостатки технологии «патрульного контроля»: низкая оперативность и недостаточная надежность обнаружения замаскированных целей.

Для устранения этих недостатков предложено проводить осмотр трассы с летательного аппарата. Из известных на сегодняшний день систем только радиолокационные и оптические позволяют реализовать наблюдение на расстояниях свыше 100 м. Сопоставление параметров этих систем по разрешающей способности позволяет отдать предпочтение оптическим приборам. При зондировании в 3-миллиметровом радиодиапазоне длин волн разрешающая способность антенн диаметром порядка 1,5 м составляет миллирадианы, для оптических приборов с диаметром оптики 0,3 м - доли миллирадиана. На дистанции 100 м зондирующее пятно будет иметь диаметр около 1 м для радиолокатора и порядка миллиметра для оптических систем. Под поверхностные включения интересующих нас размеров в разноволновом диапазоне не выявляются [9], в тепловом диапазоне оптического диапазона волн проявляются достаточно четко [12]. В окне прозрачности атмосферы л?8;14мкм контраст «объект-фон» определяется двумя составляющими:

(6.2)

где ₈ - излучательный,

T - температурный контраст «объект-фон» на подстилающей поверхности,

₈ - средняя степень черноты фона,

T_ф - средняя температура фона.

Для хорошо замаскированных траншей отведения продукта радиационный контраст может отсутствовать: (Де / е_ф ) = 0. Только температурная составляющая м_Т=Д Т / (Т?А_Т ) демаскирует объект. Выход перекачиваемого продукта на поверхность (в результате утечки) приводит к формированию оптического Де / е_ф и температурного ДТ /Т _ф контрастов.

Несмотря на значительный период времени, прошедший после демонстрации тепловых снимков с изображениями мест утечек нефти из трубопроводов, широкое внедрение средств тепловой разведки местности в нефтегазовом комплексе не наблюдается. Основная причина тому: составляющая контраста м_T, функция времени, имеющая достаточно сложный характер и меняющаяся в течение суток от положительных до отрицательных значений. Аналогичный вывод следует и при исследовании дисперсии помех [15]. Поэтому алгоритмы обнаружения полезных сигналов на меняющихся во времени фонах сложны. Существует необходимость проведения дополнительных исследований по улучшению их показателей.

Другой ключевой вопрос воздушной разведки состояния трубопровода состоит в автоматизации процесса обнаружения заданных целей. Можно показать, что при обзоре полосы в 60 м, разрешаемом на подстилающей поверхности пикселе в 0,1 м, отношении сигнал/помеха равном 5 и ряде других типичных параметрах, используемых при построении движущегося изображения, скорости полета будут располагаться в диапазоне 30-100 км/ч. В противном случае в силу особенностей зрительной системы будут происходить пропуски целей. Поэтому при ведении воздушной разведки операция обнаружения искомых объектов на трассе пролегания трубопровода должна быть автоматизирована.

Таким образом, комплексированная система защиты магистральных трубопроводов от преднамеренных угроз в полном комплекте должна содержать четыре звена:

- информационная разведка;

- сейсмическая разведка;

- виброакустическая разведка;

- тепловая разведка.

Кроме того, процесс обнаружения искомых целей необходимо автоматизировать.

На рисунке 6.2 представлена структурная схема системы, решающей перечисленные задачи.

Рисунок 6.2 - Структурная схема комплексированной системы защиты магистральных трубопроводов от преднамеренных угроз: 1 - подземный трубопровод; 2 - виброакустический датчик; 3 - информационный кабель управления процессом перекачки; 4 - сейсмический датчик; 5 - воздушный носитель оптического оборудования

Сейсмодатчики 4 образуют первый эшелон защиты трубопровода. Вероятность обнаружения несанкционированных работ растет с уменьшением расстояния между ними. Однако, увеличению их числа противодействуют экономические причины. Поэтому выбор ключевого параметра - плотности установки датчиков на единицу длины определяется через минимизацию расходов на систему в целом. Информация с сейсмодатчиков по каналу телемеханики 3 поступает в блок обработки данных, в котором формируется оценка вероятности начала не санкционированных работ. По этой вероятности служба безопасности принимает решение о дальнейших действиях. В комплексированной системе указанная вероятность используется либо в качестве априорной информации при принятии решений в соответствии со стратегией Байеса, либо для подсчета вероятности атаки в алгоритме повторения опытов. Возможны и другие варианты ее применения в алгоритмах принятия решений.

При наличии данных по каналу информационной разведки апостериорная вероятность атаки по сейсмическому каналу переводится, например, по формуле гипотез Байеса в вероятность гипотезы «атака», которая, в свою очередь, используется в качестве априорной вероятности в алгоритме принятия решения по информации с двух каналов: сейсмического и виброакустического.

Второй эшелон защиты объекта контроля строится применением виброакустических датчиков 2, связанных по каналу телемеханики 3 с блоком обработки данных. В рамках статистической процедуры принятия решений на выходе канала формируется вероятность факта несанкционированного взаимодействия субъекта с трубой. В более сложном варианте построения блока удается распознать вид взаимодействия: земляные работы, удаление изоляции и др. Выход канала подключен к блоку принятия решений, построенному с использованием одного из известных алгоритмов классификации (обнаружения). Принятое положительное решение о несанкционированных работах реализуется во внеочередном вылете летательного аппарата (с экономической точки зрения предпочтителен беспилотный аппарат 2) к месту генерации тревожного сигнала.

Помимо проверки на наличие работ в обозначенном по другим каналам участка трассы ведется поиск нарушений по всей трассе полета воздушного средства. Регистрируемая в оптическом диапазоне волн информация по выделенному каналу передается на диспетчерский пункт (блок обработки данных), в котором проводится автоматическое обнаружение и идентификация обнаруженных целей.

Результаты обработки передаются в службу быстрого реагирования и выступают в качестве априорной информации для первых двух каналов обнаружения нарушителя.

Таким образом, принцип комплексирования рассмотренных каналов обнаружения несанкционированных работ - «работа по кольцу». Имитационное моделирование функционирования системы в целом подтвердило ее эффективность.

6.5 Экономическая оценка эффективности системы

При наличии канала информационной разведки выявленные данные о причастности сотрудников к планируемым или прошедшим правонарушениям на трассе пролегания магистральных трубопроводов поступают в кадровое управление. На рисунке 6.1 отражается желание разработчика минимизировать совокупные расходы собственника на приобретение системы и компенсацию затрат от пропущенных атак и ложных решений при ее использовании.

Известно, что для любой системы соблюдается общий принцип: чем больше расходов несет потребитель при создании и эксплуатации системы, тем больших успехов он добивается при достижении поставленных целей. Особенность применения к рассматриваемому приложению этого принципа иллюстрируется на рисунке 6.3.

По оси ординат отложены расходы, которые несет хозяйствующий субъект по защите трубопроводной системы (кривая 1) и по ликвидации потерь от пропущенных атак (кривая 2). Суммарные потери субъекта характеризует кривая 3. Ось абсцисс отражает степень защиты объекта, измеряемую в диапазоне 0-100% или 0-1.

Точка минимума определяет рациональный уровень защиты объекта от внешних и внутренних атак при использовании экономического критерия. Степень защиты I = f (N₂, б, в) - функция числа защитников N₂, их квалификации б, уровня используемых технических и программно аппаратных средств в.

Ее можно определить, базируясь на модели сражения Ланкастера. В качестве оснащенности противоборствующих сторон в модели принимаются коэффициент в (и в' для нападающих), за численность сторон берутся аргументы бN₂ и бN₁ соответственно, где N₁ - число успешных атак. В упрощенном (иллюстрированном) варианте значение I можно оценить следующим образом.

Рисунок 6.3 - Иллюстрация рационального принципа защиты объекта по экономическому критерию: 1 - расходы, направленные на защиту объекта; 2 - потери от пропущенных атак на объект; 3- суммарные потери обладателя объекта

Принимаем отношение «потери от атак/расходы на защиту» равным нулю. Тогда:

(6.3)

Собственник объекта определяет, при каком превышении потерь над затратами n защита не признается сколь-либо значимой (I = 0). При линейной зависимости I (n), где n = 10 оптимальное значение, I_opt=0,9 , а отношение (расходы/потери) = 1. Текущие расходы и потери в организации должны быть известны. Все эти данные дают возможность оценки существующей степени защиты объекта I_t, требуемых ресурсов для перехода в режим I_opt, уровня квалификации защитников б и их числа N2, вида используемых для противоборства технических и программных средств.

Более общий подход к решению рассмотренной задачи следует при использовании обобщенного соотношения прироста атак на объект защиты [13]

(6.4)

где (D/Р) - отношение среднего дохода правонарушителя от проведенной операции к расходу на ее проведение;

НЗ₉₀/НЗ_t - нравственное здоровье населения страны (региона) соответственно в 90-х годах и в анализируемый период.

Функция K₁(D/ P) характеризует степень «алчности» общества - долю населения, готовую пойти на правонарушения в зависимости от ожидаемого дохода и имеющего достаточный уровень знаний для совершения преступления в рассматриваемой сфере деятельности. Очевидно, при (D/P)=1 значение функции K₁ (D/P)=0 (нет смысла в проведении операции, не получив какой-либо прибыли). Кривая K₁(D/ P) имеет область насыщения, когда исчерпывается потенциальный ресурс членов общества, способных совершить правонарушение рассматриваемого вида (нет достаточных знаний, законопослушные члены общества, собственники объекта нападения и др.). Для разных сообществ, характеризуемых разным сочетанием ограничивающих факторов, форма кривой сохраняется, меняются коэффициенты описывающей функции:

K₁ (D/P)=a/[1+в?exp(?c?D/P)] ,(6.5)

где a - коэффициент, определяющий часть общества, способных совершить правонарушение из корыстных интересов.

Коэффициенты а, в, с определяются экспертными технологиями с учетом валового внутреннего продукта на душу населения. Варианты поведения функции K₁ (D/P) приведены на рисунке 6.5.

Рисунок 6.4 - Варианты поведения функции K₁ (D/P): 1 - бедное население; 2 - население среднего достатка;3 - богатое население

Функция K₂ (НЗ₉₀ /НЗ_t ) характеризует законопослушность населения, его культурный уровень и законодательную базу по борьбе с обозначенным выше видом преступлений. Перечисленные факторы представлены в интегральном показателе НЗ_t, для оценки которого используется так называемый «индексный метод объединения разнородных показателей» [14]. Число таких показателей доходит до 40. Варианты кривых K₂(НЗ₉₀ /НЗ_t ) приведены на рисунке 6.5.

Они построены исходя из предположения, что в 90-м году нравственное здоровье общества находилось на уровне, исключающем прирост правонарушений на трубопроводном транспорте, (dN₁ (t)/dt)=0. Данное условие выполняется при НЗ₉₀=НЗ_t и K₁ (D/ P)=K2 (НЗ₉₀ /НЗ_t). При НЗ₉₀/НЗ_t < 1 поведение кривых в зависимости от сложившегося общественного строя в опорном году может изменяться по одной из приведенных на рисунком 6.5 траекторий. В идеализированном варианте (кривая 3) справедливо:

(6.6)

и соотношение (6.4) преобразуется к виду:

.(6.7)

Рисунок 6.5 - Варианты поведения функции K2 (НЗ₉₀/НЗ_t): 1 - тоталитарное общество; 2 - типичный вариант; 3 - идеализированный вариант; 4 - демократическое общество

По регистрируемому dN₁ (t) / dt, текущим расходам и потерям (рисунок 6.2), определяемому по экспертным технологиям значению D/P и отслеживаемому отношению НЗ₉₀/НЗ_t дается оценка I. По описанному выше алгоритму оценивается оптимальный показатель I_opt, определяющий требования к вероятностям обнаружения атак и ложной тревоги разрабатываемой охранной аппаратуры.

Тенденция роста несанкционированных работ на магистральных трубопроводах обозначилась достаточно четко и обосновывается причинами системного характера. Общесистемные законы роста в общественных структурах имеют экспоненциальный характер и игнорировать наметившуюся тенденцию дальше было бы неправильно.

На сегодняшний день в России нет эффективных инструментов по стабилизации правонарушений на трубопроводном транспорте, кроме созданной системы безопасности. Однако, уровень ее технической оснащенности не достаточен, чтобы замедлить положительную динамику прироста атак на продуктопроводы.

Заметным шагом в решении рассмотренной проблемы было бы создание комплексированной системы защиты, включающей взаимодействующие друг с другом сейсмический, виброакустический и оптический каналы получения информации о состоянии трубопроводной системы. Чтобы этот «процесс пошел», необходимо показать собственнику объекта, что применение такой системы экономически выгодно. В статье обоснован подход к решению этой задачи.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Реализация комплексной программы строительства магистрального продуктопровода «Вынгапуровский газоперекачивающий завод - Наливная железнодорожная эстакада широкой фракции легких углеводородов в районе города Ноябрьск» в Ямало-Ненецком АО является одним из элементов развития Западно-Сибирского нефтехимического кластера, предусмотренного государственным планом развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года.

Ввод продуктопровода в эксплуатацию позволит обеспечивать до 20% расширения транспортных возможностей по доставке ШФЛУ из ЯНАО на газофракционирующие мощности, расположенные в Уральском федеральном округе, дополняя существующие железнодорожные и трубопроводные транспортные каналы.

Расширение сети продуктопроводов, научное обеспечение этой сферы, обеспечение высокой, непрерывной пропускной способности, высокой надёжности, безопасности функционирования, эффективного упреждения несанкционированного доступа, криминальных врезок и др. без преувеличения относятся к проблеме национальной безопасности.

В комплексном дипломном проекте мною была произведена адаптация аддитивности статического и динамического расчетов применительно к продуктопроводу, что позволило произвести правильный подбор оборудования измерения давления перекачиваемого продукта. Это в свою очередь повышает эффективность использования данных средств измерения, с целью измерения давления.

Для обеспечения бесперебойности технологического процесса и повышения технико-экономических показателей обосновано внедрение системы обнаружения утечек.

По результатам патентного поиска и анализу выявленных аналогов уже существующих патентов сделан вывод о рентабельности в применении предложенной системы контроля давления. Также произведен анализ производственных вредностей и потенциальных опасностей.

Осуществление непрерывного внутритрубного контроля и диагностики в реальном времени, дефектоскопии технического состояния продуктопроводов без прерывания их устойчивого функционирования на примере проектируемого продуктопровода можно рекомендовать для любого магистрального нефте-нефтепродуктопровода.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. - Взамен СНиП II-45-75; Введ. 01.01.1986. - М.: Изд-во стандартов, 1997. - 118 с.

2. ГОСТ 10704-91. Трубы стальные электросварные прямошовные.- Введ. 01.01.1992. - М.: Изд-во стандартов, 1995. - 32 с.

3. ГОСТ 24950-81. Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных магистральных трубопроводов. Технические условия= Bent branches and elbows at line bends for transmission steel. Pipelines specifications. - Введ. 01.07.1982. - М.: Изд-во стандартов, 1981. - 68 с.

4. ГазТУ 102-488-05. Тройники штампосварные, отводы штампосварные, днища штампованные, переходы штампованные, кольца переходные. - Взамен ТУ 102-488-95; Введ. 01.01.2005. - М.: ВНИИГАЗ, 2005. - 22 с.

5. ВСН 008-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозийная и тепловая изоляция. - Введ 01.01.1989. - М.: Миннефтегазстрой, 1989. - 55 с.

6. Эрастов, В.Е. Метрология, стандартизация и сертификация. Учебное пособие. - Томск:, 2003. - 175 с..

7. Пронкин, Н.С. Основы метрологии: практикум по метрологии и измерениям: учеб. Пособие для вузов.- Москва: Логос; Университетская книга, 2007. - 392 с.

8. Тугунов, П.И., Новеселов, В.Ф., Коршак, А.А., Шаммазов, А.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа: ООО «Дизайн-ПолиграфСервис», 2002.-658 с.

9. Операция «Нефть» // Нефть и капитал, 2002. №11. С.70-72.

10. Кражи нефтепродуктов из магистральных нефтепроводов становятся все более развитым преступным бизнесом / Транспортный портал Санкт-Петербурга

11. Государственный доклад о состоянии окружающей природной среды РФ в 2003 г. / Министерство природных ресурсов и экологии РФ

12. В Китае могут ввести смертную казнь за несанкционированную врезку в нефтепроводы / FINANCE.UA

13. Панчук В.Ф., Панчук Д.В. Комплексная система технической защиты трубопроводов от несанкционированного доступа и локализации мест утечки транспортируемого продукта / Патент на полезную модель RU59200U1, МПК F17D5/02, 2006.01.

14. Сигнализационный автономный комплекс (СК) «Радиобарьер» / ООО «ПОЛЮС-СТ»

15. Доронин А.И. Бизнес-разведка. - М.:Ось-89, 2006. - 496 с.

16. Епифанцев Б.Н., Патронов К.С., Семенова И.И., Савельев М.Ю. Трубопроводный транспорт: нейтрализация новых угроз безопасности. - Омск: Изд-во СибАДИ, 2006. - 295 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А (обязательное)

Перечень демонстрационных листов

1. Титульный лист

2. Цель и задачи комплексного дипломного проекта

3. Архитектура системы телемеханики линейной части продуктопровода

4. Функциональная схема автоматики узла линейной задвижки

5. Трубчатый манометр

6. Электронный блока датчика давления ТЖИУ.406

7. Рельеф трассы с гидроуклоном

8. Перечень технических манометров и датчиков давления с выбранным диапазоном измерения

9. Рельеф трассы ЛПДС «Субханкулово» - ЛПДС «Языково»

10. Перечень технических манометров и датчиков давления с выбранным диапазоном измерения

11. Принципиальная схема системы виброакустического мониторинга протяженных объектов

12. Внешний вид и конструкция кабеля-датчика волоконно-оптического

13. Способ укладки кабель-датчика и поступенчатый метод обработки сигнала

14. Получаемые спектры (часть 1)

15. Получаемые спектры (часть 1)

16. АРМ СОУ в диспетчерской СДКУ

17. Иллюстрация рационального принципа защиты объекта по экономическому критерию

18. Выводы ВКР