Системы мониторинга трубопроводов на основе приборов измерения уровня жидкости

В РФ нет функционирующих систем трубопроводов на основе приборов измерения уровня жидкости в емкостях. Мировые разработки в данном сегменте представлены в п.7.1.1., однако проведенный  обзор систем мониторинга трубопроводов позволяет сделать вывод о том, что нет систем для мониторинга уровня заполнения трубопроводов и наличия в потоке ГВС (газо-воздушных смесей/ газовых пузырей). В сегменте измерения уровня жидкости в закрытых трубопроводах сравнимых разработок с предложенной ООО «НИЦ Техноавтомат» системой мониторинга уровня жидкости в закрытом нефтепроводе на базе прибора «Рубин-1М-НП» в мире на данный момент не существует. Приведём ниже описание данной системы мониторинга.

ООО «НИЦ Техноавтомат» (г. Энгельс Саратовской области, tehnoavtomat.ru) разработан неинвазивный способ контроля уровня жидкости внутри нефтепроводов, основанный на измерении энергии объемной акустической волны Лэмба в стенке нефтепровода, и экспериментальный прибор на его основе «Рубин-1М-НП» (система постоянного мониторинга уровня жидкости в закрытом нефтепроводе на основе измерения энергии волны Лэмба), реализующий следующие непрерывные функции мониторинга:

• неинвазивное измерение уровня жидкости внутри трубопровода,
• отслеживание момента прохождения снаряда или герметизирующего клапана по трубопроводу,
• отслеживание профиля и расчет объема газо-воздушной смеси в трубопроводе,
• отслеживание акустических шумов в стенке трубопровода.

Прибор «Рубин-1М-НП»

Источник: НИЦ «Техноавтомат»

 Лабораторные образцы прибора успешно прошли испытания на действующих объектах ПАО «Транснефть» и прибор «Рубин-1М-НП» внесен в проектную документацию АО «Гипротрубопровод» для возможности проектирования новых объектов ПАО «Транснефть».

Система постоянного мониторинга действующих нефтепроводов «Рубин-1М-НП» имеет следующие параметры:

1. Состав: сервер с ПО – 1шт.; блоки обработки сигналов – 2 шт.; датчики – 8 шт.; оснастка для монтажа; возможность интеграции в существующие на объекте системы АСУТП.
2. Тип измерений: неинвазивный.
3. Функции мониторинга:

• неинвазивное измерение уровня нефти или воды внутри нефтепровода,
• отслеживание момента прохождения снаряда или герметизирующего клапана по нефтепроводу,
• отслеживание профиля и расчет объема газо-воздушной смеси в нефтепроводе,
• отслеживание акустических шумов в стенке нефтепровода.

4. Режим работы: непрерывный.
5. Допустимые параметры объекта:

• диаметр емкости/трубы – от 500 мм до 2000 мм;
• толщина стенки – от 3 мм до 70 мм;
• рабочий температурный диапазон первичного блока и датчиков – от -50 ⁰С до +60 ⁰С;
• контролируемое вещество – жидкость (любые агрессивные жидкости);

6. Точность определения уровня – 5%.

Описание процесса транспортировки жидкости по трубопроводу на основании неинвазивного измерительного прибора «РУБИН-1М-НП»

Система постоянного мониторинга жидкости в закрытом нефтепроводе, реализующая следующие непрерывные функции мониторинга: неинвазивное измерение уровня нефти или воды внутри нефтепровода, отслеживание момента прохождения снаряда или герметизирующего клапана по нефтепроводу, отслеживание профиля и расчет объема газо-воздушной смеси в нефтепроводе, отслеживание акустических шумов в стенке нефтепровода.

Измерительным элементом системы будет являться ультразвуковой сигнализатор уровня жидкости, работа которого основывается на возбуждении и приеме ультразвуковыми датчиками в стенке контролируемого трубопровода с его наружной стороны зондирующей волны Лэмба, т.е. упругой (механической) волны, в которой колебательное смещение частиц происходит как в направлении распространения волны, так и перпендикулярно плоскости стенки. Часть энергии волны Лэмба поглощается внутренним содержимым трубопровода, таким образом, по степени затухания зондирующей волны можно судить о состоянии уровня содержимого трубопровода.

Принцип действия сигнализатора подразумевает возбуждение зондирующей акустической волны по разным каналам, в том числе дублирующим друг друга, и комплексный анализ различных параметров возбужденной волны, результаты которого в сумме дают достоверную информацию о динамике изменения уровня жидкости.

В состав системы будут входить:

• сервер обработки измерительных данных и/или автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора;
• элементы промышленной автоматики (блоки искрозащиты, блоки питания и др.);
• линия связи (проводная или беспроводная);
• не менее двух сигнализаторов, которые будут устанавливаться в контрольные точки нефтепровода на некотором расстоянии друг от друга (около 50-100 метров).

Измерения с нескольких сигнализаторов будут синхронизированы, полученные с них данные о тренде изменения уровня жидкости в контрольных точках, а также об уровне акустических шумов в стенке нефтепровода, будут подвержены корреляционному анализу, результатом которого станет оценка скорости движения нефти в нефтепроводе. Таким образом, кроме информации об уровне жидкости в контрольных точках, система сможет дать оценку объема газо-воздушной смеси (газовых «пузырей») прошедшей по нефтепроводу, а также оценку времени прихода очистного снаряда или герметизирующего клапана в пункт приема.

Общая схема работы системы постоянного мониторинга жидкости в закрытом нефтепроводе на базе неинвазивного измерительного прибора «Рубин-1М-НП»

Источник: грантовый меморандум ООО «НИЦ Техноавтомат»

  Технология создания и функционирования системы мониторинга уровня жидкости в нефтепроводе включает следующие аспекты:

1) В качестве измерительного элемента будет использоваться ультразвуковой сигнализатор уровня жидкости «РУБИН-1М-НП», работа которого основывается на возбуждении и приеме ультразвуковыми датчиками в стенке контролируемого трубопровода с его наружной стороны зондирующей волны Лэмба, т.е. упругой (механической) волны, в которой колебательное смещение частиц происходит как в направлении распространения волны, так и перпендикулярно плоскости стенки. Часть энергии волны Лэмба поглощается внутренним содержимым трубопровода, таким образом, по степени затухания зондирующей волны можно судить о состоянии уровня содержимого трубопровода.

2) Технология изготовления и работоспособность таких сигнализаторов отработана и проверена на прототипах «Рубин-1М» и «Рубин-1М-НП».

3) В состав системы мониторинга будут входить:

• сервер обработки измерительных данных и/или автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора;
• элементы промышленной автоматики (блоки искрозащиты, блоки питания и др.);
• линия связи (проводная или беспроводная);
• не менее двух сигнализаторов, которые будут устанавливаться в контрольные точки нефтепровода на некотором расстоянии друг от друга.

4) Измерения с нескольких сигнализаторов будут синхронизированы, полученные с них данные о тренде изменения уровня жидкости в контрольных точках, а также об уровне акустических шумов в стенке нефтепровода, будут подвержены корреляционному анализу, результатом которого станет оценка скорости движения нефти в нефтепроводе. Таким образом, кроме информации об уровне жидкости в контрольных точках, система сможет дать оценку объема газо-воздушной смеси (газовых «пузырей») прошедшей по нефтепроводу, а также оценку времени прихода очистного снаряда или герметизирующего клапана в пункт приема.

5) Стендовые и натурные испытания, включающие в себя: температурные испытания, циклические испытания и др.

6) Программное обеспечение системы позволит вести протоколы измерений, производить настройку и диагностику своих составных частей с минимальным участием человека, передавать данные на верхний уровень системы телемеханики объекта.

7) Система реализует следующие непрерывные функции мониторинга: неинвазивное измерение уровня нефти или воды внутри нефтепровода, отслеживание момента прохождения снаряда или герметизирующего клапана по нефтепроводу, отслеживание профиля и расчет объема газо-воздушной смеси в нефтепроводе, отслеживание акустических шумов в стенке нефтепровода.