автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.06, диссертация на тему:Разработка методов и алгоритмов автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами

На правах рукописи

Красовский Андрей Александрович

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И АЛГОРИТМОВ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО КОМПЛЕКСА МОНИТОРИНГА И УПРАВЛЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫМИ НЕФТЕПРОВОДАМИ

Специальность 05.13.06 - "Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами" (в приборостроении)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2011

2 ИЮН 2011

4848649

Работа выполнена на кафедре «Систем автоматического управления и контроля» Московского государственного института электронной техники (технического университета).

Научный руководитель: доктор технических наук

Щагин Анатолий Васильевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Лисов Олег Иванович

кандидат технических наук, старший научный сотрудник Бычков Виктор Борисович

Ведущая организация: научно-технический центр бесконтактной диагностики технического состояния трубопроводов «Транскор-К».

Защита диссертации состоится <<ЛЗу> C/IOUS 20 //года в часов на заседании диссертационного совета Д.212.134.04 при Московском государственном институте электронной техники (техническом университете) по адресу: 124498 Москва, Зеленоград, проезд 4806, д.5, МИЭТ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МИЭТ.

Автореферат разослан « /S»

Ученый секретарь диссертационного совета д.т.н, профессор

А.И. Погалов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Нефтепровод является инженерно-техническим сооружением повышенной степени опасности и работает под большим давлением, в случае нарушения его герметичности происходит значительный выброс продуктов перекачки. Поэтому решение проблем контроля технического состояния и управления сложным технологическим процессом, которым является транспортировка нефти, представляется весьма актуальной задачей. В состав нефтепровода входят наземные, подземные и подводные трубопроводы, линейная арматура, головные и промежуточные нефтеперекачивающие насосные станции, нефтехранилища, линейные и вспомогательные сооружения. Исследования показали, что основной риск возникновения чрезвычайных ситуаций на магистральных нефтепроводах связан с авариями на линейной части (ЛЧ), частота возникновения утечек, в зависимости от объемов, составляет от 0.005 до 0.248 на 1000 км в год. Данные коэффициенты могут быть значительно увеличены при прохождении магистрального нефтепровода (МН) по территории с повышенной сейсмической активностью, за счет возможности возникновения землетрясения.

В случае возникновения землетрясения сейсмическая волна, воздействуя на нефтепровод, может привести к образованию различных дефектов, в том числе к возникновению утечки. В связи с этим возникают задачи: определить, на каком расстоянии от нефтепровода произошло землетрясение; насколько сильным было сейсмическое воздействие, порожденное землетрясением; возникла ли утечка и может ли нефтепровод функционировать в штатном режиме. В соответствии с этим выработать управляющие воздействия, корректирующие работу магистрального нефтепровода.

Таким образом, появляется комплекс научно-технических проблем по созданию автоматических систем, обеспечивающих устойчивую работу магистрального нефтепровода, оценку степени влияния той или иной нештатной ситуации, произошедшей по причинам как естественного природного, так и техногенного характера, и управление магистральным нефтепроводом. Для решения этой проблемы предлагается использование быстродействующей интегрированной системы контроля утечек и управления магистральным нефтепроводом, построенной на основе предложенного в диссертационной работе комплекса. Основу

предлагаемого комплекса составляет сегмент контроля сейсмических воздействий, дополненный несколькими сегментами обнаружения утечек. Важно отметить, что при таком подходе недостатки одного из методов контроля событий компенсируются преимуществами другого метода. За счет этого происходит значительное повышение скорости и точности работы, как следствие, повышается эффективность управления технологическим процессом транспортировки нефти.

Существующие в настоящее время системы, обеспечивающие контроль и управление МН, в основном используют функциональность систем обнаружения утечек (СОУ). Недостатком большинства систем обнаружения утечек является то, что решающий алгоритм наличия или отсутствия таковой, основан лишь на одном из многих существующих методов обнаружения. При одновременном воздействии нескольких негативных факторов, таких как повышенный шумовой фон, наличие переходного процесса в трубе, движение очистительного скребка, возможна ситуация, когда повреждение участка МН не будет обнаружено, или будет обнаружено со значительной временной задержкой.

Все вышесказанное позволяет сделать вывод об актуальности создания теоретических основ и прикладных методов анализа и повышения эффективности автоматических систем управления и контроля технологическим процессом транспортировки нефти.

Цель и задачи диссертационной работы

Целью диссертационной работы является создание теоретических основ и прикладных методов анализа и повышение эффективности автоматических систем управления технологическими процессами транспортировки нефти по трубопроводам; разработка методов и алгоритмов автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами, обеспечивающего обнаружение с высокой точностью и скоростью места дефекта трубопровода, локализацию утечек и управление технологическим процессом.

Поставленная цель достигается благодаря решению следующих основных задач:

1. Исследование существующих технических средств регистрации сигналов, методов и алгоритмов цифровой обработки сигналов для повышения отношения сигнал/шум.

2. Разработка концепции построения автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами, обеспечивающего высокую точность и скорость работы, в основу

которого положены методы обнаружения утечек и метод обнаружения сейсмических воздействий.

3. Исследование и разработка математической модели и алгоритмов контроля сейсмических воздействий.

4. Исследование и разработка математической модели и алгоритмов обнаружения утечек.

5. Синтез структуры автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами в рамках существующей системы управления технологическим процессом транспортировки нефти.

6. Проведение экспериментальных исследований (натурные испытания).

Методы исследования

Поставленные задачи решались путем теоретических и экспериментальных исследований. В процессе проектирования алгоритмов проводились разносторонние исследования с применением цифровой обработки сигналов и суперпозиции многих методов: теории вероятностей, математической статистики, математического анализа, теории автоматического управления, распознавания образов, сейсмологии, акустики, методов моделирования с применением вычислительной техники, программирования. При решении задач были исследованы факторы, при возникновении которых велик риск нарушения работоспособности нефтепровода. В работе исследованы: используемые в настоящее время методы обнаружения, вопрос аппаратной реализации системы, процесс получения, обработки и постобработки данных с целью выявления сейсмических воздействий на нефтепровод и утечек нефти и нефтепродуктов.

Научная новизна диссертации состоит в том, что:

1. Предложена концепция мониторинга технического состояния нефтепровода, основанная на интеграции методов обнаружения сейсмических воздействий и обнаружения утечек, обеспечивающая эффективное управление технологическим процессом транспортировки нефти.

2. Разработаны математические модели работы сейсмического, акустического и параметрического сегментов автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами.

3. На основе предложенных математических моделей разработаны алгоритмы обнаружения и идентификации событий с использованием методов цифровой обработки сигналов пульсаций давления и вибрации,

5

возникающих в транспортируемом продукте.

4. Исследованы результаты работы алгоритмов сегмента контроля сейсмических воздействий. При взаимном анализе показаний группы датчиков, когда сигнал ослабляется с расстоянием, алгоритм позволяет повысить точность оценки времени вступления сейсмического воздействия. Например, для случая ослабления сигнала в два раза (на б дБ), на одном из двух датчиков, точность определения фронтов сейсмического события на 25% выше, по сравнению с классическим алгоритмом.

5. Предложенный алгоритм работы сегмента обнаружения утечек позволяет значительно повысить - скорость обнаружения и точность локализации за счет того, что недостатки одного метода контроля компенсируются преимуществами другого.

6. Разработана структура автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами.

7. На основе предложенных моделей и алгоритмов создан классификатор, в соответствии с которым происходит управление технологическим процессом транспортировки нефти.

Практическая значимость работы заключается в том, что

1. Значительно сокращено время реакции системы при возникновении утечки транспортируемого продукта за счет применения предложенной структуры автоматизированного комплекса мониторинга и управления, основанной на совместном использовании нескольких сегментов.

2. Комплекс производит постоянный мониторинг сейсмической активности вблизи магистрального нефтепровода, в случае обнаружения сейсмического воздействия классифицирует его в соответствии со степенью опасности воздействия на нефтепровод.

3. Применение сегмента контроля сейсмических воздействий (СКСВ) в случае обнаружения землетрясения позволяет отключить предположительный участок в автоматическом режиме.

4. Предоставлена возможность более детально изучить степень влияния сейсмического воздействия на трубу нефтепровода.

5. Предоставлена возможность применения разработанного комплекса не только в смежных к нефтяной отрасли сферах, но и в других сферах человеческой деятельности, например, в газовой промышленности, в сейсмическом мониторинге зданий и сооружений, в мониторинге водотранспортных магистралей.

6. Применение разработанного алгоритма обнаружения утечек нефти несколькими методами одновременно, позволило добиться высокой скорости и высокой точности в обнаружении утечки, экспериментальные исследования показывают следующие результаты:

- на дистанции 7 км система сработала в два этапа: первый этап, обнаружение и предварительная локализация параметрическим методом, точность работы составила ±800 м при времени детектирования менее 7 сек; второй этап - уточнение локализации гидроакустическим методом, точность составила ±150 м при времени работы 10 минут;

- на дистанции 33 км точность предварительной локализации параметрическим методом составила ±2000 м, при времени работы 33 секунды; уточнение локализации показало точность ±1000 м, при времени работы 10 минут.

7. Обеспечена возможность интеграции комплекса в АСУ ТП стандартными средствами, по технологии клиент-серверного взаимодействия.

8. При реализации комплекса применен блочно-модульный принцип построения аппаратной и программной частей на основе SCADA платформы.

Достоверность результатов

Достоверность научных положений, результатов и вводов подтверждается использованием для их получения общепринятых научных подходов и методов, а также подтверждается результатами компьютерного моделирования и экспериментальными исследованиями, проведенными с использованием макетов комплекса в лабораторных условиях и с использованием рабочих образцов на ряде объектов нефтяной отрасли России. Результаты мониторинга землетрясений подтверждаются наблюдениями международной сети сейсмических станций и Геофизической службы РАН, опубликованными на официальных интернет-страницах соответствующих ведомств.

Личный вклад автора

Основные теоретические результаты получены и опубликованы автором лично. Автор предложил и обосновал концепцию построения комплекса, структуру комплекса, алгоритмы и большинство программных модулей. Автор участвовал в пусконаладочных работах, в обучении и последующей технической поддержке персонала, обслуживающего аппаратно-программный комплекс, основанный на результатах диссертационной работы.

Внедрение результатов

Результаты исследований, полученные в диссертационной работе, а именно: система контроля сейсмических воздействий и система обнаружения утечек, внедрены на следующих объектах нефтяного хозяйства России:

- Россия, Иркутская область, г.Братск, магистральный нефтепровод "Восточная Сибирь - Тихий Океан" (ВСЮ). Название разработки "Система контроля сейсмических воздействий на магистральный нефтепровод".

- Россия, Самарская область, г.Самара, нефтепродуктопровод "Куйбышев-Брянск" участок "Воскресенка-Сызрань". Название разработки "Интегрированная система безопасности трубопровода".

Научные положения, выносимые на защиту

1. Концепция построения и структура автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами.

2. Метод детектирования сейсмических событий, основанный на применении синхронизированных сигналов трехкомпонентного датчика с адаптацией к условиям суточных и сезонных вариаций на основе модифицированного алгоритма STA/LTA и расчета времени начала события аппроксимацией функции детектора полиномом третьего порядка с последующим поиском точки перегиба, соответствующей началу сейсмического события.

3. Метод обработки сейсмического события непосредственно на нижнем уровне сейсмостанции с передачей флага состояния на верхний уровень сервера СКСВ и АРМ оператора.

4. Алгоритм расчета фактической скорости распространения звука методом взаимного корреляционного анализа сигналов двух соседних гидрофонов.

5. Алгоритмы обнаружения и локализации утечек акустическим и параметрическим методами на основе корреляционного анализа и анализа давления в трубопроводе.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 3 научно-технических конференциях и 4 специализироанных выставках-конференциях с 2008 по 2011 г.

Публикации по работе

Автором опубликовано 10 научных трудов, основные положения диссертационной работы опубликованы в 7 печатных работах, из них 4 работы в журналах, рекомендованных ВАК, 3 тезиса докладов научно-технических конференций, одна из статей переведена и опубликована на английском языке. Все работы по теме диссертации опубликованы без соавторов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 110 наименований, приложений и двух актов использования результатов диссертационной работы. Работа содержит 145 страниц основного текста, 89 рисунков и 14 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, сформулированы цель и основные задачи, методы исследований, научная новизна, практическая значимость, личный вклад автора, результаты внедрения, достоверность полученных результатов, апробация и публикации по теме диссертации, и приведено краткое содержание по главам.

В первой главе производится обзор и анализ систем мониторинга и управления нефтепроводом, основывающихся на различных методах обнаружения утечек.

В данной главе перечислены основные используемые в настоящее время системы обнаружения утечек. Приведена классификация методов, на которых основаны существующие СОУ: акустический, акустико-эмиссионный, параметрический, метод анализа температуры вдоль трассы нефтепровода и прочие. Перечислены недостатки и преимущества каждого из них. Сделан вывод о том, что многие существующие системы не обеспечивают решение поставленной задачи контроля утечек, а именно, профилактику и предотвращение разливов нефти. Проанализирована нормативная документация по устранению разливов, а также действия персонала в случае утечки. Из произведенного анализа следует, что отключение аварийного участка происходит от 10 до 20 минут при крупной утечке, и до нескольких часов при малой утечке, начиная с момента ее возникновения, что тоже является существенным недостатком. В связи с этим сформулированы основные недостатки существующей структуры АСУ ТП и предложены пути их устранения:

задержка поступления информации от момента возникновения возможной неисправности до момента оповещения персонала. Решается путем ввода в систему автоматических аппаратно-программных комплексов с высокой скоростью и высокой точностью работы;

возможность искажения информации из-за неверного применения методик измерения. Решается путем унификации конструкторского и программного исполнения установленного на МН оборудования мониторинга утечек; устранением человеческого фактора путем полной автоматизации измерения и управления;

недостаточность использования одного метода обнаружения утечки и отсутствие возможности обнаружения сейсмических воздействий. Решается путем интеграции нескольких сегментов в рамках единой быстродействующей системы контроля утечек и управления МН, в том числе, организацией контроля сейсмических воздействий.

Исходя из вышеперечисленного, предлагается произвести интеграцию нескольких методов, основанных на различных физических принципах и на различных алгоритмах поиска утечек в рамках автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами. Сделан вывод о целесообразности применения акустического метода, основанного на взаимном корреляционном анализе сигналов, принятых двумя соседними датчиками-гидрофонами, установленными вдоль нефтепровода, и параметрического метода, основанного на анализе волны давления, распространяющейся от места истечения продукта через сквозной дефект нефтепровода.

Также в главе предложен критерий для определения частотного диапазона акустических шумов, возникших в результате пульсаций давления при истечении транспортируемого продукта через сквозной дефект стенки нефтепровода. Данный критерий взят за основу акустического метода обнаружения и локализации утечек.

Показана необходимость проведения исследований, создания теоретических основ и прикладных методов анализа с целью повышения эффективности автоматических систем управления технологическим процессом транспортировки нефти, сформулированы основные задачи работы.

Во второй главе проводится классификация и анализ существующих в настоящее время технических средств и методов контроля сейсмического воздействия.

В данной главе произведен анализ физики распространения сейсмической волны, проанализированы существующие методы и технические средства контроля сейсмических воздействий (СВ), перечислены их преимущества и недостатки. Сделан вывод о целесообразности использования группы трехкомпонентных (3-К) акселерометров для регистрации землетрясений и иных сейсмических воздействий. Сделан вывод о недостатках существующей системы построения сейсмических станций, основными являются: требование высокой квалификации оператора сейсмостанции и наличие высокоскоростного канала связи, низкая помехоустойчивость.

Проанализированы основные источники шумов как естественного природного, так и техногенного характера. Показано, что энергетический вклад микросейсм природного характера в спектр сигнала составляет 20-30 %. Перечислены основные частотные диапазоны, используемые для регистрации сейсмических воздействий (таблица 1):

Таблица 1

Настройка частотного диапазона _

Тип фильтра 100 Гц 200 Гц 250 Гц

БИХ-А -0.6-10 Гц -1.2 -20 Гц -1.5-25 Гц

БИХ-Б -0.05 -6.25 Гц -0.1-12.5 Гц -0.12-15 Гц

БИХ-В -1-20 Гц -2-40 Гц -2.5-50 Гц

Выбран частотный диапазон регистрируемого сигнала ~ 0.05^-50 Гц, который удовлетворяет основной цели на начальном этапе эксплуатации системы - накопление статистических данных по сейсмическим воздействиям различной природы и силы.

В целях разделения СВ по зонам регистрации при постобработке используются следующие частоты: для волн телесейсмической зоны выбран диапазон ~ 0.05 - 6.25 Гц, для регистрации сигнала в локальной и региональной зонах используется диапазон ~ 1 - 20 Гц, выбор этого частотного диапазона позволяет отфильтровывать природные шумы. В соответствии с этим, выбрана частота дискретизации сигнала, равная 100 Гц. Несмотря на ограничение частотного диапазона, в анализируемый сигнал могут попасть шумы различного характера, исходя из этого, требуется применение дополнительных методов частотно-временного анализа, подробно описанных в главе 3 диссертации.

Показано, что землетрясение может привести к нескольким типам дефектов труб магистрального нефтепровода. В зависимости от дефектов

труб, вызванных сейсмическими воздействиями на нефтепровод, существуют несколько сценариев развития утечки, некоторые дефекты могут проявиться сразу и непосредственно влиять на гидродинамические характеристики движения транспортируемого продукта, некоторые могут проявиться со временем.

Для успешного обнаружения сейсмического события и оценки степени его важности необходимо решить ряд научно технических задач касаемо разработки алгоритмов работы сейсмического сегмента, компьютерного моделирования, и проектирования структуры системы в целом, одной из основных частей которой является сегмент контроля сейсмических воздействий.

В третьей главе проводится разработка алгоритмов и математических моделей параметрической и акустической систем обнаружения утечек.

При возникновении утечки происходит распространение возмущения в обе стороны, которое последовательно воспринимается несколькими установленными вдоль трубы датчиками, но с различной временной задержкой. Эта задержка зависит от расстояния между датчиком и источником сигнала и от скорости распространения волны в среде. Схема регистрации приведена на рисунке 1. Для акустического метода выбраны датчики - гидрофоны, для параметрического метода -датчики давления, данные типы датчиков используются при непосредственном контакте с транспортируемым продуктом.

Автомагистраль, линии ж.д, путей сообщения 1 и прочие источники техногенных шумов

Удар по трубе

или утечка_

f

it i mm ))iy

/

b=v*т3

(

Рис. 1. Схема регистрации возмущения, возникшего при утечке или постороннем воздействии. Возмущение распространяется в обе стороны.

В соответствии с рисунком 1, расстояние от датчика А до места истечения вычисляется по формуле (1):

где L - расстояние между соседними датчиками, V3B - скорость распространения звуковой волны, At - разница прихода волны между датчиками А и Б, модуль At заключен в интервале времени [0;1/1^в,теор), где ^в.теор - теоретическая скорость звука.

Известно, что скорость звука зависит от множества факторов, например, от среды, окружающей нефтепровод (например, вода, песок, глина), поэтому для повышения точности расчетов необходимо знать реальную скорость звука. В системе предусмотрен расчет фактической скорости распространения звуковой волны. Метод расчета основан на том, что для транспортировки нефти на любом магистральном нефтепроводе используются перекачивающие станции, повышающие давление в системе. Уровень шумов от насосной станции высок, как следствие сигнал воспринимается двумя последовательно расположенными датчиками.

Рассчитываем взаимную корреляционную функцию (ВКФ) между сигналами обоих датчиков согг({ХА}, {ХБ}. Превышение значения ВКФ порогового значения, временная задержка которого располагается в окрестности точки t = L/V3BTeop, является точным временем, за которое волна проходит расстояние L. Для приблизительной оценки скорости звука используется известная формула (2):

где Ef - модуль объемной упругости транспортируемой жидкости, Ер -модуль упругости материала стенок трубы, D - внутренний диаметр трубопровода, h - толщина стенок трубы, к - коэффициент, для тонкостенных труб, принимается за 1.

Фактическая скорость звука определяется по формуле (3):

L + AtV3S

(1)

(2)

V3B = L/IndexOf (тахшг(согг({ХА},{ХБ}))),

(3)

где IndexOf - оператор, вычисляющий значение времени £:0бЩ соответствующее максимуму корреляционной функции, maxval ~ оператор, определяющий максимальное значение в массиве, согг -оператор вычисления функции взаимной корреляции между сигналами двух соседних датчиков {ХА}, {ХБ}.

Результат применения алгоритма к реальному сигналу совпадает с теоретическим расчетом в пределах 3-5 %, и для различных продуктов составляет от 980 м/с до 1250 м/с. Поэтому, в некоторых случаях, формула (2) может быть использована для расчета теоретической скорости распространения звука.

Проведено компьютерное моделирование параметрического метода анализа давления и создан алгоритм его работы. Обнаружение утечки происходит по перепаду давления, после чего производится предварительная локализация по временной задержке прихода волны на соседние датчики по формуле (1), и с применением алгоритма, рассчитывающего расстояние до утечки по затуханию ударной волны, для этого составляется система уравнений:

ЛРцфашт = АР1е-**«™1>-ЬР21фа«тт = Д^е-**™»1*, (4)

L = k + l2

где г]фактич - фактический коэффициент затухания волны, и 12 -расстояние от места истечения до датчиков А и Б соответственно, APt -падение давления в месте возникновения утечки, ДР1г фактич и ДР21 фактич - падение давления, регистрируемое датчиками при проходе ударной волны (рисунок 2).

Рис. 2. Волна давления, порожденная утечкой. Слева - показания датчика А. Справа - показания датчика Б.

Проведены испытания алгоритма с применением записей реальных утечек, суть экспериментов заключается в том, что производились калибровочные сливы за пределами отрезка, соединяющего датчики, и имитация утечки, между ними (между датчиками А и Б, рис 1). Структурная схема алгоритма и результат эксперимента с записями реальной утечки изображены на рисунке 3.

Уровень контроллера СОУ №1 Датчик давления

Предварительная фильтрация (антиалиасинговый фильтр)

г

Ввод данных (АЦП + GPS синхронизация)

Передача данных на верхний уровень

Уровень контроллера СОУ №2 ЛЛ Датчик давления ▼

Предварительная фильтрация (антиалиасинговый фильтр)

»

Ввод данных (АЦП + GPS синхронизация)

+

Передача данных на верхний уровень

Числовой массив {Х1}

Числовой массив {Х2}

Рис. 3. Структурная схема алгоритма обнаружения утечки параметрическим методом анализа давления

Уточнение результатов работы предварительной локализации производится гидроакустическим методом. В основе метода лежит расчет

15

ВКФ между сигналами двух соседних датчиков-гидрофонов, расположенных вдоль трубы. В случае возникновения утечки, ВКФ имеет превышение пороговой линии (уставки). Преимуществом акустического метода является высокая точность локализации утечки, а также возможность локализации нескольких утечек одновременно.

Разработана структура системы обнаружения утечек гидроакустическим методом, предложена компьютерная модель, симулирующая процесс возникновения и распространения акустических шумов утечки. Параметры компьютерной модели учитывают результаты исследований распространения акустических шумов от утечки в результате возникновения пульсаций давления в жидкости, произведенных в первой главе. Выбраны следующие параметры виртуальной модели акустического метода:

фоновые шумы эмулируются генератором «белого шума»; сигналы утечек №1 и №2 незначительно превосходят уровень шумов системы и имеют широкий частотный диапазон, задаются с помощью генератора «полосового шума», параметры подбираются в соответствии с критерием, предложенным в главе 1;

сигнал от утечки смешивается с сигналом фонового шума и поступает на вход блока, производящего расчет ВКФ;

На рисунке 4 приведены два сигнала, один получен экспериментальными исследованиями на записях реальной утечки, другой - результат моделирования при помощи SCADA - ПО ZETLab. Виртуальная модель и результат ее работы изображены на рисунке 5.

I Момент закрывания крана гартщкЯЕ

Момент отключения генератора

4DC0 /-Ц

Рис. 4. Слева - спектрограмма реальной утечки нефти. Справа - моделирование в ZETLab в соответствии с предложенным критерием определения частотного

диапазона акустических шумов утечки для случая диаметра утечки 5 мм, давления в трубе 43 атм, плотности продукта 800 кг/м3. Анализ спектрограммы дает возможность приблизительной оценки диаметра отверстия.

16

Рис. 5. Структурная схема моделирования акустического метода СОУ с возможностью одновременной локации нескольких утечек. На ВКФ явно выражены 2 корреляционных максимума, соответствующие времени задержки 0 мс и 500 мс (т.е. двум утечкам).

На основе предложенных алгоритмов создан сегмент обнаружения утечек проектируемой системы, проведены экспериментальные исследования. Натурные испытания показали следующие результаты: на дистанции 7 км система сработала в два этапа: первый этап -обнаружение и предварительная локализация параметрическим методом, точность работы составила ±800 м при времени детектирования менее 7 сек; второй этап - уточнение локализации гидроакустическим методом, точность составила ±150 м при времени работы 10 минут. На дистанции 33 км точность предварительной локализации параметрическим методом составила ±2000 м, при времени работы 33 секунды; уточнение локализации показало точность ±1000 м, при времени работы 10 минут. Экспериментальные данные по утечкам приведены в диссертации и в приложениях.

В четвертой главе проводится разработка алгоритмов и математической модели системы контроля сейсмических воздействий.

В данной главе предложена модель сейсмического сигнала, в частности землетрясения и взрыва, и алгоритмы обнаружения сейсмического события и идентификации его параметров.

Разработан алгоритм проведения цифровой обработки сигнала (ЦОС) сейсмического воздействия с целью повышения отношения сигнал/шум. Алгоритм включает в себя несколько последовательных действий по приему сигнала с датчика, оценки статистических характеристик, проведения частотно-временного анализа, настройки фильтров и последующего применения их к сигналу в масштабе реального времени. Основными результатами ЦОС являются устранение постоянной составляющей сигнала и очистка сигнала от природных и техногенных шумов. В частности, амплитуда шумового сигнала на частоте ~25-28 Гц снизилась более чем в 5 раз, наличие данной гармоники связано с техногенными шумами, распространяющимися от насосной станции. На рисунке 6 изображен спектр мощности сигнала до и после проведения ЦОС.

.7о,ооо -л--^.....^.....-

-90,000 J-.......'.......*.......-1.......

Рис. 6. Спектральный анализ сейсмического сигнала до и после ЦОС

Разработан алгоритм детектирования сейсмического события, который основан на известном алгоритме расчета функции детектора STA/LTA, но учитывает наличие синхронных данных измерительных осей 3-К датчика; предусматривает адаптацию параметров системы к условиям суточных и сезонных вариаций, а так же, предусматривает адаптацию параметров системы к различным условиям эксплуатации с учетом распределенности системы на большие расстояния; производит диагностику аппаратной части СКСВ, в частности контроль

работоспособности измерительных осей сейсмодатчика в отдельности, и датчика в целом; производит предварительную обработку сейсмического события с целью фильтрации ложных срабатываний, в том числе путем вычисления приблизительной магшпуды события. Применяя этот алгоритм к реальному сигналу, можно однозначно судить о времени его вступления на каждый датчик сейсмического сегмента комплекса. При взаимном анализе показаний группы датчиков, когда сигнал ослабляется с расстоянием, алгоритм позволяет повысить точность оценки времени вступления сейсмического воздействия по сравнению с классическим методом.

Основа алгоритма STA/LTA - анализ отношения сигнал/шум оцененного в синхронно-скользящих по волновой форме временных окнах, время расчета STA < LTA. В качестве критерия STA и LTA можно использовать различные статистические характеристики. Результаты моделирования алгоритмов STA/LTA, основанных на расчете математического ожидания (MX) и среднеквадратического отклонения (СКО) изображены на рисунке 7.

STA/LTA

На основе СКО с учетом 3 осей датчика

На основе мэт. ожидания с учетом 3 осей датчика

iio ф iSo Рис. 7. Результат моделирования работы алгоритмов STA/LTA

Анализ графических зависимостей, изображенных на рисунке 7, показывает, что максимальное значение детектора достигнуто при взаимном анализе данных измерительных осей X,Y и Z датчика методом расчета СКО по формулам (6-8). В этом случае максимум функции детектора более чем в 2.5 раза выше максимального значения рассчитанного по каждой измерительной оси в отдельности.

i+NS

ox[v, i + NS] = STA[i; i + NS] = ^ ^ (x(i) - X)2

(6)

i

ax[i - WL; t] = LTA[i - NL; i] = ^ ]T WO -

,2

(7)

j=i-NL

r(0 =

ox[i; i + NS] oy[v,i + NS] az[i;i + NS] ox[i - /VL; i] ay[j - iVL; £] a2 [£ - NL; i]

+

+

-2,

(8)

где r(i) - значение i-го отсчета функции детектора, NS и NL - количество отсчетов во временных окнах STA и LTA соответственно, X -математическое ожидание сигнала на интервалах STA и LTA.

Для адаптации системы к условиям суточных вариаций, а также к различным условиям эксплуатации с учетом распределенности системы, вводится адаптивный пороговый детектор, т.е. порог подстраивается автоматически, в зависимости от статистических характеристик сигнала за время наблюдения К * NL.

После обнаружения события производится оценка его магнитуды по формуле (11):

где А - максимальная амплитуда в мкм; Т - период, соответствующий максимальной амплитуде (с), B(A,h) - калибровочная функция,

расстоянием А и глубиной очага h, £ SM - сумма поправок на расположение станции, грунт и прочее. Амплитуда перемещения датчика вычисляется путем двойного интегрирования сигнала сейсмодатчика-акселерометра.

Таким образом, на основе расчета функции детектора STA/LTA и предварительной оценки магнитуды события происходит передача флага состояния в линию телемеханики АСУ ТП, далее на АРМ оператора, где происходит взаимный анализ показаний нескольких сейсмостанций и последующая пеленгация источника сейсмического воздействия. Пеленгация происходит путем взаимного анализа времен начала

(П)

выражающая изменение величины

max

с эшщентральным

сейсмического события на нескольких сейсмостанциях. Таким образом, в целях повышения точности разработан алгоритм, который вносит однозначность в идентификацию временных параметров вступления волны на каждом датчике группы сейсмостанций.

Работа алгоритма определения времени вступления волны на сейсмостанции заключается в нескольких шагах:

1. Определяем примерное время пересечения функции STA/LTA адаптивной пороговой линии.

2. На заданном интервале t„ ± 6t функция детектора интерпретируется полиномом третьей степени по методу наименьших

квадратов +bx +cx+d. хакая интерпретация обеспечивает

наличие одной точки перегиба.

3. Производим поиск точки перегиба с помощью расчета первой или второй производных. Точке перегиба соответствует максимум первой производной, вторая производная равняется нулю. Если точка перегиба существует, то переходим к шагу 4, иначе, изменяем интервал St и переходим к шагу 1.

4. Время, соответствующее точке перегиба, будет являться началом сейсмического события.

Таблица 2

Зарегистрированные землетрясения вблизи координат: широта 56.55, долгота 121.61

№ Источник Дата и время Оценка магншуды

1 СКСВ 2011-03-16 08:51:18 (MSK) 7.2 (Рис.8)

Геоф.сл. 2011-03-11 05:46:22 (UTS) 7.2

2 СКСВ 2011-03-16 20:13:10 (MSK) 4.0 (Рис.9)

Геоф.сл. 2011-03-16 17:12:37 (UTS) 4.4

3 СКСВ 2011-03-16 21:23:51 (MSK) 4.0

Геоф.сл. 2011-03-16 18:22:48 (UTS) 4.4

4 СКСВ 2011-03-16 21:27:33 (MSK) 3.9

Геоф.сл. Не обнаружено -.-

5 СКСВ 2011-03-16 21:38:42 (MSK) 3.9

Геоф.сл. Не обнаружено

6 СКСВ Серия из 5 землетрясений, начало 2011-03-17 00:01:29 (MSK) 4.0

Геоф.сл. Одно землетрясение 2011-03-16 22:00:36 (UTS) 4.4

Сравнительный анализ известного и разработанного алгоритмов применительно к модели сейсмического воздействия показывает, что при взаимном анализе показаний группы датчиков, когда сигнал ослабляется с расстоянием, алгоритм позволяет повысить точность оценки времени вступления сейсмического воздействия. Например, для случая ослабления сигнала в два раза (на 6 дБ), на одном из двух датчиков, точность определения фронтов сейсмического события на 25% выше, по сравнению с классическим алгоритмом.

В данном разделе приводятся события, обнаруженные СКСВ, некоторые из них подтверждены результатами наблюдений геофизической службы РАН. Данные приведены в таблице 2. Пункт 1 таблицы 2 соответствует разрушительному землетрясению, произошедшему 11 марта 2011 года вблизи Восточного побережья Японии.

Рис. 8. Сейсмограмма сильного землетрясения, ось Z СКСВ (длит. 2 часа)

Рис. 9. Слабое землетрясение на границе Якутии и Амурской обл. Слева -осциллограмма сигнала по оси Z СКСВ (длительность записи 1 час).

Справа - спектрограмма сигнала по оси Z СКСВ (длит. 300 сек).

Таким образом, поставленная задача обнаружения и идентификации сейсмического воздействия выполнена. В качестве заключительного этапа, вычисленная информация записывается в журнал, на АРМ оператора выводится сообщение, требующее квитирования, и подается управляющее воздействие в линию телемеханики.

22

В пятой главе проводится разработка структуры автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами, разработка технических средств сегментов СКСВ и СОУ.

В данной главе разработана структура комплекса, в котором устранены многие недостатки, присущие существующим системам мониторинга и управления магистральными нефтепроводами (рисунок 10). Разработанный комплекс реализован на базе универсальной измерительной платформы и программного обеспечения типа SCADA. Блочно модульный принцип построения программного обеспечения и аппаратной части позволяет существенно сократить срок разработки проекта, и позволяет сократить издержки при разработке аппаратуры и программ. Реализован интерфейс управления технологическим процессом путем интеграции разработанного комплекса в существующую АСУ ТП с использованием протокола межпрограммного обмена ОРС, а также при помощи команд управления в линию телемеханики.

Физические воздействия

Сейсмический датчик

датчик

Предварительная ооработха сигнала Аналоговая фильтрация Аналого-цифровое ^преобразование. АЦЛ |

......Измерение ВИП сейсмического сегмента

: Предварительная обработка сигнала Аналоговая фильтрация Аналога- { цифровое j вхф- преобразование; АЦП |

• - - Измерение ВИП акустического сегмента ■■—•

Предварительная обработка сигнала Аналоговая фильтрация. Аналого-цифровое i sss^ преобразование: АЦП j

;-------МОДУЛЬ ИЗМЕРЕНИЯ И ОЦЕНКИ ВИП-----

Приемник LasxV Дешифратор ГЛОНАСС j ГЛОНАСС j!

{5}

вип

Сейсмического сегмента

{А}

Классификатор технического состояния

ВИП обработка.

Акустического информации и сегмента сравнение ВИП

с допустимыми значениями

Вторичный эталон единого времении (ГЛОНАСО

воздействия Корректирующие я

^ мероприятия

Управление;'

Принятие ; решений ;

Обработка^ J поступившей; i информации'

й'Интерфейс j ; с оператором ■ ,' i (HMD I Измерение

---- вторичных

параметров

ДИСПЕТЧЕРСКИЙ ПУНКТ

Рис. 10. Структурная схема автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральнми нефтепроводами.

Схема потоков данных сегментов системы в виде векторов информативных параметров (ВИП) изображена на рисунке 11.

Разработан классификатор (рисунок 12), учитывающий параметры ВИП и определяющий техническое состояние МН, критерий оценки -наличие или отсутствие сейсмических воздействий и утечек. Классификатор учитывает состояния векторов информативных параметров в РВ с передачей соответствующих информационных сообщений на автоматизированное рабочее место оператора (АРМ оператора) диспетчерского пункта АСУ ТП и подачу сигналов управления в линию телемеханики. На реальном производственном объекте, таком как МН, немедленная остановка транспортирования предпринимается в исключительных случаях, поэтому в предлагаемую структуру комплекса включена некоторая избыточность методов обнаружения, параметры которых заложены в классификаторе.

Сегмент СКСВ Параметрический Акустический

Рис. 11. Обобщенная блок-схема потоков данных системы

Созданы графические интерфейсы пользователя (ГИП) соответствующие требованиям альбома экранных форм диспетчерского пункта. ГИП предоставляют средства просмотра мгновенных значений измеряемых и вычисленных параметров, с возможностью анализа долговременной тенденции изменения сигналов. Предусмотрена зона вывода экстренных сообщений с функцией квитирования оператором АРМ. Информация о каждом сообщении и факте его квитирования, передается в электронный журнал диспетчерского пункта.

Рис. 12. Структурная схема работы классификатора

В заключении сформулированы основные выводы и приведены полученные результаты.

В результате выполнения диссертации разработаны теоретические основы и прикладные методы анализа и повышения эффективности

автоматических систем управления технологическими процессами транспортировки нефти по трубопроводам. Разработаны методы и алгоритмы работы автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами, обеспечивающего обнаружение с высокой точностью и скоростью места дефекта трубопровода, локализацию утечек и управление технологическим процессом.

Основные результаты сводятся к следующему:

1. Предложена концепция мониторинга технического состояния нефтепровода, основанная на интеграции методов обнаружения сейсмических воздействий и обнаружения утечек, обеспечивающая эффективное управление технологическим процессом транспортировки нефти.

2. Разработаны математические модели работы сейсмического, акустического и параметрического сегментов.

3. На основе предложенных математических моделей разработаны алгоритмы обнаружения и идентификации событий с использованием методов цифровой обработки сигналов пульсаций давления и вибрации, возникающих в транспортируемом продукте.

4. Исследованы результаты работы алгоритмов сегмента контроля сейсмических воздействий. При взаимном анализе показаний группы датчиков, когда сигнал ослабляется с расстоянием, алгоритм позволяет повысить точность оценки времени вступления сейсмического воздействия. Например, для случая ослабления сигнала в два раза (на 6 дБ), на одном из двух датчиков, точность определения фронтов сейсмического события на 25% выше, по сравнению с классическим алгоритмом.

5. Применение сегмента контроля сейсмических воздействий может сократить время реакции системы обнаружения утечек с 10-20 минут до нескольких секунд. Сегмент контроля сейсмических воздействий производит постоянный мониторинг сейсмической активности. При обнаружении сейсмического воздействия классифицирует его по типу, по интенсивности и магнитуде, оценивает степень воздействия на МН. В зависимости от результатов классификации, происходит управление трубопроводом в автоматическом режиме с выдачей сигнализации оператору АРМ.

6. Предложенные алгоритмы работы СОУ позволяют значительно повысить скорость обнаружения и точность локализации за счет того, что недостатки одного метода контроля компенсируются преимуществами

другого. А именно, применение параметрического сегмента позволяет повысить скорость обнаружения утечки за счет того, что время, необходимое для обнаружения утечки, не превышает времени прохода волны между двумя соседними датчиками, что соответствует ~ 1 км за 1 сек, но точность локализации метода не высока. Применение акустического сегмента основанного на расчете функции взаимной корреляции имеет большую точность по сравнению с параметрическим методом, но так же большее время работы. Натурные испытания показали следующие результаты:

- на дистанции 7 км система сработала в два этапа: первый этап -обнаружение и предварительная локализация параметрическим методом, точность работы составила ±800 м при времени детектирования менее 7 сек; второй этап - уточнение локализации гидроакустическим методом, точность составила ±150 м при времени работы 10 минут;

- на дистанции 33 км точность предварительной локализации параметрическим методом составила ±2000 м, при времени работы 33 секунды; уточнение локализации показало точность ±1000 м, при времени работы 10 минут.

7. Разработана структура автоматизированного комплекса мониторинга и управления.

8. На основе предложенных моделей и алгоритмов создан классификатор, в соответствии с которым происходит управление технологическим процессом транспортировки нефтепродуктов.

На основе разрабатываемых в диссертационной работе методов и алгоритмов создан аппаратно-программный комплекс, выпущены конструкторская и программная документации, проведены заводские и опытно-промышленные испытания, получен весь комплект разрешительной документации. Сегменты проектируемой системы внедрены на реальном производстве и успешно эксплуатируются сотрудниками отделов АСУТП и IT.

Основные опубликованные работы по теме диссертации

1. Красовский, А:А. О применении информационно-управляющей системы, основанной на интеграции различных методов обнаружения утечек и посторонних воздействий на магистральных нефтепровод [Текст] / А. А, Красовский // М.: Нефть, газ и бизнес, науч.-техн. журнал. -№4 2011 -С. 48-54.

2. Красовский, А.А. Информационно-измерительная система, основанная на интеграции различных методов обнаружения утечек и

посторонних воздействий на магистральных нефтепроводах [Текст] // материалы 18-ой Всероссийской межвузовской науч.-техн. конференции «Микроэлектроника и информатика-2011». -М.: МИЭТ. -2011. -С.190.

3. Красовский, А.А. Виртуальная лаборатория ZETLab на примере построения распределенной системы управления виброиспытаниями в учебной лаборатории [Текст] / А. А. Красовский // М.: Автоматизация в промышленности, научн.-техн. -2010. -№6. -С.55-57.

4. Красовский, А.А. Цифровая обработка в ZETLab при идентификации параметров сейсмического сигнала [Текст] / А. А. Красовский // М.: Цифровая обработка сигналов, -науч.-технич. журнал. -№3.-2010. -С. 70-76.

5. Красовский, А.А. Автоматизация экспериментов с применением цифровой обработки сигналов [Текст] / А.А. Красовский II М.: Автоматизация в промышленности, науч.-техн. журнал. - 2009, №7. -С.49-52.

6. Красовский, А.А. Метод определения XY координат слабо шумящего объекта на основе взаимных корреляционных функций сейсмических сигналов [Текст] / А.А. Красовский // материалы 16-ой Всероссийской межвузовской науч.-техн. конференции «Микроэлектроника и информатика - 2009». -М.-.МЮТ, 2009, -С.205.

7. Красовский, А.А. Применение методов цифровой обработки сигналов в проектировании автоматизированной системы мониторинга безопасности продуктопроводов [Текст] // материалы 15-ой Всероссийской межвузовской науч.-техн. конференции «Микроэлектроника и информатика - 2008». -М.: МИЭТ, 2008, -С.200.

Заказ № Тираж so экз. Уч.-изд.л. Формат 60x84 1/16. Отпечатано в типографии МИЭТ (ТУ). 103498, Москва, МИЭТ (ТУ).

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЗОР И АНАЛИЗ СИСТЕМ МОНИТОРИНГА И УПРАВЛЕНИЯ НЕФТЕПРОВОДОМ, ОСНОВЫВАЮЩИХСЯ НА РАЗЛИЧНЫХ МЕТОДАХ ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК.

1.1. Классификация и анализ существующих в настоящее время систем обнаружения утечек и врезок в трубу нефтепровода.

1.1.1. Обзор систем обнаружения утечек различных производителей

1.1.2. Акустико-эмиссионный метод поиска утечек.

1.1.3. Акустический метод поиска утечек.

1.1.4. Методы анализа давления и расхода.

1.1.5. Тепловой метод поиска утечек.

1.1.6. Метод регистрации утечек сканирующими импульсами.

1.2. Недостатки существующих методов обнаружения утечек, профилактики и предотвращения разливов нефти.

1.3. Модель возникновения акустических шумов при истечении транспортируемого продукта сквозь дефект.

1.4. Цели и задачи исследования.

ВЫВОДЫ.

ГЛАВА 2. КЛАССИФИКАЦИЯ И АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ В НАСТОЯЩЕЕ ВРЕМЯ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ СЕЙСМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ.

2.1. Анализ микросейсмических колебаний и ограничений по рабочему диапазону частот систем контроля СВ.

2.2. Анализ сейсмических волн.

2.3. Анализ существующих технических средств регистрации.

2.4. Шкалы интенсивности и магнитуды землетрясения.

2.5. Метод детектирования фронта сейсмической волны.

2.6. Метод обратных корреляционных функций.

2.7. Недостатки существующих технических средств и методов СКСВ.

ВЫВОДЫ.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ И МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ И АКУСТИЧЕСКОЙ СИСТЕМ ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК.

3.1. Дифференциальные уравнения движения и неразрывности при переходном режиме.

3.2. Анализ скорости распространения возмущения в трубопроводе.

3.3. Локализация утечек по временной задержке сигналов.

3.4. Обнаружение утечки методом анализа волны давления.

3.4.1. Анализ распространения и затухания волны давления.

3.4.2. Алгоритм локализации утечки по затуханию волны давления.

3.5. Подтверждение наличия утечки и уточнение результатов локализации гидроакустическим методом.

3.5.1. Виртуальная модель гидроакустического метода.

3.5.2. Описание алгоритма измерения скорости звука.

3.6. Анализ данных реальной утечки гидроакустическим методом.

3.6.1. Общее описание эксперимента.

3.6.2. Частотно-временной анализ сигналов утечки.

3.6.3. Цифровая фильтрация входных каналов.

3.6.4. Результаты работы акустического метода применительно к записи реальной утечки.

ВЫВОДЫ.

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ И МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ СЕЙСМИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ.

4.1. Повышение качества входных сигналов.

4.1.1. Анализ статистических характеристик шума.

4.1.2. Анализ частотного диапазона сейсмического сигнала.

4.1.3. Фильтрация сейсмосигнала и результаты обработки.

4.2. Разработка алгоритма детектирования сейсмовоздействия.

4.2.1. Анализ алгоритмов расчета функции детектора 8ТА/ЬТА.

4.2.2. Адаптация алгоритма детектирования к условиям вариаций

4.3. Разработка алгоритма идентификации сейсмовоздействия.

4.3.1. Разработка математической модели сейсмосигнала.

4.3.2. Аппроксимация экспериментальных данных МНК.

4.4. Алгоритм работы детектора-идентификатора.

4.5. Разделение входного сейсмосигнала на поддиапазоны.

4.6. Результаты натурных испытаний сегмента контроля СВ.

ВЫВОДЫ.

ГЛАВА 5. РАЗРАБОТКА СТРУКТУРЫ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО КОМПЛЕКСА МОНИТОРИНГА И УПРАВЛЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫМИ НЕФТЕПРОВОДАМИ, РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ СЕГМЕНТОВ СКСВ И СОУ.

5.1. Разработка структуры проектируемой системы.

5.2. Использование универсальных средств регистрации сигналов.

5.2.1. Сбор и обработка данных сегмента СКСВ.

5.2.2. Сбор и обработка данных сегмента СОУ.

5.3. Алгоритм совместной работы СКСВ-СОУ и интеграция в АСУ ТП . 141 ВЫВОДЫ.

Актуальность проблемы

Нефтепровод является инженерно-техническим сооружением повышенной степени опасности и работает под большим давлением, в случае нарушения его герметичности происходит значительный выброс продуктов перекачки. Поэтому решение проблем контроля технического состояния и управления сложным технологическим процессом, которым является транспортировка нефти, представляется весьма актуальной задачей. В состав нефтепровода входят наземные, подземные и подводные трубопроводы, линейная арматура, головные и промежуточные нефтеперекачивающие насосные станции, нефтехранилища, линейные и вспомогательные сооружения. Исследования [1-3] показали, что основной риск возникновения чрезвычайных ситуаций на магистральных трубопроводах связан с авариями на линейной части (JI4), частота возникновения утечек составляет от 0.005 до 0.248 на 1000 км в год. Данные коэффициенты могут быть значительно увеличены при прохождении магистрального нефтепровода (МН) по территории с повышенной сейсмической активностью, за счет возможности возникновения землетрясения.

В случае возникновения землетрясения сейсмическая волна, воздействуя на нефтепровод [4], может привести к образованию различных дефектов [5], в том числе привести к возникновению утечки. В связи с этим, возникают задачи: определить на каком расстоянии от нефтепровода произошло землетрясение; насколько сильным было сейсмическое воздействие, порожденное землетрясением; возникла ли утечка и может ли нефтепровод функционировать в штатном режиме; в соответствии с этим выработать управляющие воздействия, корректирующие работу магистрального нефтепровода. Решение данной задачи является приоритетным для экономической и экологической составляющих. В свете недавних событий, связанных с разливом нефти компании British Petroleum в

Мексиканском заливе у побережья США [6] в 2010 году, во всем мире, в том числе в России, экологический аспект приобретает особую важность и становится приоритетным. Задача обеспечения экологической безопасности подтверждается 5 последствиями недавнего землетрясения магнитудой 8.8, произошедшего 11 марта 2011 года у восточного побережья Японии [7-9].

Процесс влияния землетрясения на нефтепровод изучен мало. Исследование влияния землетрясения на трубу нефтепровода, совместно с иными причинами возникновения зон повышенного давления, целое направление, изучение которого планируется провести в рамках реализации проекта, по созданию автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами.

В связи с этим появляется комплекс научно-технических проблем по созданию автоматических систем, обеспечивающих устойчивую работу магистрального нефтепровода, оценку степени влияния той или иной нештатной ситуации произошедшей по причинам как естественного природного, так и техногенного характера, и управление магистральным нефтепроводом. Для решения этой проблемы, предлагается использование быстродействующей интегрированной системы контроля утечек и управления магистральным нефтепроводом, построенной на основе предложенного в диссертационной работе комплекса.

Последствия разлива нефти катастрофичны. Они могут причинить немалый урон, прежде всего, окружающей среде, но также сказаться на финансовом благополучии многих участников проекта: предприятий по добыче, переработке, транспорту нефти и нефтепродуктов, конечного потребителя. Поэтому задачи снижения аварийности, повышения промышленной и экологической безопасности при эксплуатации действующих нефтепродуктопроводов, разработка и внедрение новых методов и технологий транспорта нефти и нефтепродуктов являются приоритетными не только для этой отрасли, но и для всей промышленности страны [10].

К основным угрозам безопасности нефтепроводов можно отнести несколько факторов: естественное нарушение целостности трубопровода, человеческий фактор, повреждение трубопроводов в результате воздействия природных факторов. Проявление каждого из перечисленных типов угроз сопровождается определенным воздействием на нефтепровод. Поэтому эффективным способом обеспечения работоспособности нефтепроводов [11, 12] является мониторинг посторонних воздействий и утечек, основанный на методах, учитывающих совместное использование нескольких сегментов, воспринимаемых различные проявления утечек. Одним из возможных решений задачи обеспечения экологической безопасности является создание распределенной системы обнаружения утечек (СОУ), реализованной в рамках автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) магистрального нефтепровода.

Недостатком большинства используемых СОУ является то, что решающий алгоритм наличия или отсутствия таковой, основан лишь на одном из многих существующих методов детектирования: акустический метод поиска утечек [13, 14], акустико-эмиссионный метод [15-17], параметрический метод анализа давления. Ряд существующих СОУ нацелен только на обнаружение процесса хищения нефти. Стоит учесть, что каждый из методов в отдельности имеет некоторые ограничения, сказывающиеся на возможности обнаружить тот или иной тип утечки, а также, на времени, которое необходимо для её обнаружения. При одновременном воздействии нескольких негативных факторов, таких как повышенный шумовой фон, наличие переходного процесса в трубе, движение очистительного скребка, возможна ситуация, когда повреждение участка МН не будет обнаружено, или будет обнаружено со значительной временной задержкой. Анализ параметров работы существующих систем обнаружения утечек, анализ нормативной документации, анализ данных по действиям персонала в аварийных ситуациях показал, что с момента фактического разрыва продуктопровода до отключения аварийного участка требуется от 10 до 20 минут для крупных утечек, и несколько часов для малых утечек, которые "трудно" зафиксировать приборами [18]. Возникновение подобной ситуации недопустимо, поэтому время реакции системы необходимо сокращать.

Актуальность использования результатов диссертационной работы для внедрения в РФ подчеркивается тем, что в настоящее время на территории России эксплуатируется более 50 тыс. км МН [19], представляющих единую систему, которая обеспечивает функционирование нефтяного рынка и транспортировку 99 % добываемой нефти, некоторые магистрали проходят в зоне повышенной сейсмической опасности [20-22]. В стране около 9% территорий относится к 8-9 балльным зонам по шкале MSK-64 [4,23], ежегодно происходят десятки землетрясений менее 4 баллов, последствия которых бывают существенными [23]. Автоматизированные системы контроля, способные зафиксировать сейсмическое воздействие (землетрясение, подземные толчки, сдвижки грунта, оползни и прочее) и оценить степень его влияния на МЫ являются малораспространенными в мире, существующие в настоящее время системы, в большинстве своем используют функционал СОУ.

Исходя из этого, в диссертационной работе предлагается использование новой структуры построения систем контроля и управления ТП реальных объектов нефтяного хозяйства России, на основе нескольких сегментов, основу которой составляет контроль сейсмических воздействий, дополненный несколькими методами обнаружения и локализации утечек. Применение нескольких независимых методов обнаружения утечек и посторонних воздействий на МН, способствует эффективной реализации системы мониторинга и управления за счет повышения достоверности и сокращения количества ложных срабатываний. В частности, использование результатов работы сегмента контроля сейсмических воздействий, позволяет ускорить время обнаружения дефекта трубы и повысить точность его локализации, а интеграция нескольких методов СОУ позволяет отслеживать различные физические проявления утечек с высокой скоростью и точностью, но также повышает достоверность и снижает частоту ложных срабатываний. Российские нефтепроводы могут достигать тысяч километров [24, 25] и это учитывается в работе путем применения методов, рассчитанных на использование минимального количества датчиков.

Основу предлагаемого комплекса составляет сегмент контроля сейсмических воздействий (СКСВ), дополненный несколькими сегментами обнаружения утечек (СОУ). Важно отметить, что при таком подходе недостатки одного из методов компенсируются преимуществами другого метода. За счет этого происходит значительное повышение скорости и точности работы, как следствие повышается эффективность управления технологическим процессом транспортировки нефти. Вопросами теории и практики в области изучения сейсмических и микросейсмических процессов занимались отечественные и зарубежные ученые. Большой вклад внесли ученые O.K. Кедров, В.Н. Табулевич, А.Ф.Кушнир, W.F. Freiberger, S.S. Stewart, Goforth Т., Е. Herrin.

Дополнительным сегментом предлагаемой в диссертации системы является СОУ. Методы обнаружения и локализации утечек исследованы в неполной мере. Информации по СОУ крайне мало, в основном предлагается ознакомление с зарубежными коммерческими проектами с точки зрения изучения рабочих характеристик. Поэтому при проектировании подобных систем необходимо глубоко вникать в физику проблемы и пользоваться научной литературой по основополагающим специализированным методам и методам цифровой обработки сигналов. Существует большое количество работ по цифровой обработке сигналов следующих авторов: Дж. Бендат, А. Пирсол, Б. Голд, Ч. Райдер, М.С. Куприянов, Б.Д. Матюшкин, А. Оппенгейм, Р. Шафер, Э. Айфичер и многие другие. Основами теории неустановившегося течения жидкостей и изучением нестационарных процессов в трубопроводах занимались такие ученые как Н.Е. Жуковский, С.А. Христианович, И.А. Чарный, М.В. Лурье, Л.В. Полянский, Е.М. Климовский и другие.

Вместе с тем, несмотря на значительное число публикаций, некоторые аспекты теории и практики обнаружения сейсмических воздействий в масштабе реального времени (РВ), в меньшей степени в режиме постобработки, остаются решенными не до конца. Применение многих описанных методов и алгоритмов возможно, но со значительной доработкой и адаптацией к работе в реальных условиях за счет наличия постоянно присутствующих помех, как природного, так и техногенного характера. Недостаточно исследованы вопросы обнаружения сейсмического воздействия с низким отношением сигнал/помеха. Недостаточно исследован вопрос автоматической адаптации алгоритмов [26] в условиях суточных и сезонных вариаций, что гарантирует повышение точности [27].

Современные многоканальные цифровые сейсмические станции критичны к качеству линии связи [26], поскольку происходит ретрансляция сейсмических данных с датчиков непосредственно на автоматизированное рабочее место оператора, что существенно загружает линию передачи, особенно остро это проявляется при использовании группы сейсмостанций, арендующих существующие линии связи нефтепровода. Существенным недостатком является требование высокой квалификации к оператору сейсмостанции, что неоправданно в случае эксплуатации подобного устройства в прикладных к сейсмологии задачах, когда важен факт произошедшего землетрясения или менее значительного сейсмического события вблизи контролируемого объекта. Основная проблема СОУ - выделение полезного сигнала утечки на фоне постоянно присутствующих шумов и помех, зачастую сигнал полностью замаскирован. Остро стоит задача экономии, а именно, уменьшение количества используемых датчиков, охватив при этом максимальный участок контролируемого объекта. Многие зарубежные и отечественные системы предлагают расстояние между датчиками от десятков до нескольких сотен метров, что в условиях протяженности российских нефтяных магистралей может оказаться чрезмерно затратным. Критична пропускающая способность линии связи, это накладывает ограничение на частотный диапазон обрабатываемого сигнала и в некоторых случаях может сделать локализацию утечек невозможной.

Цель и задачи диссертационной работы

Целью диссертационной работы является создание теоретических основ и прикладных методов анализа и повышение эффективности автоматических систем управления технологическими процессами транспортировки нефти по трубопроводам; разработка методов и алгоритмов автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами, обеспечивающего обнаружение с высокой точностью и скоростью места дефекта трубопровода, локализацию утечек и управление технологическим процессом.

Поставленная цель достигается благодаря решению следующих основных задач:

1. Исследование существующих технических средств регистрации сигналов, методов и алгоритмов цифровой обработки сигналов в целях повышения отношения сигнал/шум.

2. Разработка концепции построения автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами, обеспечивающего высокую точность и скорость работы, в основу которого положены методы обнаружения утечек и метод обнаружения сейсмических воздействий.

3. Исследование и разработка математической модели и алгоритмов контроля сейсмических воздействий.

4. Исследование и разработка математической модели и алгоритмов обнаружения утечек.

5. Синтез структуры автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами в рамках единой системы управления технологическим процессом транспортировки нефти.

6. Проведение экспериментальных исследований (натурные испытания).

Методы исследования

Поставленные задачи решались путем теоретических и экспериментальных исследований. В процессе проектирования алгоритмов проводились разносторонние исследования с применением цифровой обработки сигналов и суперпозиции многих методов: теории вероятностей, математической статистики, математического анализа, теории автоматического управления, распознавания образов, сейсмологии, акустики, методов моделирования с применением вычислительной техники, программирования. При решении задач были исследованы факторы, при возникновении которых велик риск нарушения работоспособности нефтепровода. В работе исследованы: используемые в настоящее время методы обнаружения, вопрос аппаратной реализации системы, процесс получения, обработки и постобработки данных с целью выявления сейсмических воздействий на нефтепровод и утечек нефти и нефтепродуктов.

11

Научная новизна диссертации состоит в том, что:

1. Предложена концепция мониторинга технического состояния нефтепровода, основанная на интеграции методов обнаружения сейсмических воздействий и обнаружения утечек, обеспечивающая эффективное управление технологическим процессом транспортировки нефти.

2. Разработаны математические модели работы сейсмического, акустического и параметрического сегментов автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами.

3. На основе предложенных математических моделей разработаны алгоритмы обнаружения и идентификации событий с использованием методов цифровой обработки сигналов пульсаций давления и вибрации, возникающих в транспортируемом продукте.

4. Исследованы результаты работы алгоритмов сегмента контроля сейсмических воздействий. При взаимном анализе показаний группы датчиков, когда сигнал ослабляется с расстоянием, алгоритм позволяет повысить точность оценки времени вступления сейсмического воздействия. Например, для случая ослабления сигнала в два раза (на 6 дБ), на одном из двух датчиков, точность определения фронтов сейсмического события на 25% выше, по сравнению с классическим алгоритмом.

5. Разработанный алгоритм работы сегмента обнаружения утечек позволяет значительно повысить скорость обнаружения и точность локализации за счет того, что недостатки одного метода контроля компенсируются преимуществами другого.

6. Разработана структура автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами.

7. На основе предложенных моделей и алгоритмов создан классификатор, в соответствии с которым происходит управление технологическим процессом транспортировки нефти.

Практическая значимость работы заключается в том, что

1. Значительно сокращено время реакции системы при возникновении утечки транспортируемого продукта за счет применения предложенной структуры автоматизированного комплекса мониторинга и управления, основанной на совместном использовании нескольких сегментов.

2. Комплекс производит постоянный мониторинг сейсмической активности вблизи магистрального нефтепровода, в случае обнаружения сейсмического воздействия классифицирует его в соответствии со степенью опасности воздействия на нефтепровод.

3. Применение сегмента контроля сейсмических воздействий (СКСВ) в случае обнаружения землетрясения позволяет отключить предположительный участок в автоматическом режиме.

4. Предоставлена возможность более детально изучить степень влияния сейсмического воздействия на трубу нефтепровода.

5. Предоставлена возможность применения разработанного комплекса не только в смежных к нефтяной отрасли сферах, но и в других сферах человеческой деятельности, например, в газовой промышленности, в сейсмическом мониторинге зданий и сооружений, в мониторинге водотранспортных магистралей. Применение разработанного алгоритма обнаружения утечек нефти несколькими методами одновременно позволило добиться высокой скорости и высокой точности в обнаружении утечки, а именно: на дистанции 7 км система сработала в два этапа: первый этап, обнаружение и предварительная локализация параметрическим методом, точность работы составила ±800 м при времени детектирования менее 7 сек; второй этап - уточнение локализации гидроакустическим методом, точность составила ±150 м при времени работы 10 минут; на дистанции 33 км точность предварительной локализации параметрическим методом составила ±2000 м, при времени работы 33 секунды; уточнение локализации показало точность ±1000 м, при времени работы 10 минут.

6. Обеспечена возможность интеграции комплекса в АСУ ТП стандартными средствами, по технологии клиент-серверного взаимодействия.

7. При реализации комплекса применен блочно-модульный принцип построения аппаратной и программной частей на основе 8САЕ)А платформы.

Достоверность результатов

Достоверность научных положений, результатов и выводов подтверждается использованием для их получения общепринятых научных подходов и методов, а также подтверждается результатами компьютерного моделирования и экспериментальными исследованиями, проведенными с использованием макетов комплекса в лабораторных условиях и с использованием рабочих образцов на ряде объектов нефтяной отрасли России. Результаты мониторинга землетрясений подтверждаются наблюдениями международной сети сейсмических станций и Геофизической службы РАН, опубликованными на официальных интернет-страницах соответствующих ведомств.

Личный вклад автора

Основные теоретические результаты получены и опубликованы автором лично. Автор предложил и обосновал концепцию построения системы, структуру комплекса, алгоритмы и большинство программных модулей. Автор участвовал в пусконаладочных работах, в обучении и последующей технической поддержке персонала, обслуживающего аппаратно-программный комплекс, основанный на результатах диссертационной работы.

Внедрение результатов

Результаты исследований, полученные в диссертационной работе, а именно: система контроля сейсмических воздействий и система обнаружения утечек, внедрены на следующих объектах нефтяного хозяйства России:

- Россия, Иркутская область, г.Братск, магистральный нефтепровод "Восточная Сибирь - Тихий Океан" (ВСТО). Название разработки "Система контроля сейсмических воздействий на магистральный нефтепровод".

- Россия, Самарская область, г.Самара, нефтепродуктопровод "Куйбышев-Брянск" участок "Воскресенка-Сызрань". Название разработки "Интегрированная система безопасности трубопровода".

Научные положения, выносимые на защиту

1. Концепция построения и структура автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами.

2. Метод детектирования сейсмических событий, основанный на применении синхронизированных сигналов трехкомпонентного датчика с адаптацией к условиям суточных и сезонных вариаций на основе модифицированного алгоритма 8ТА/ЬТА и расчета времени начала события аппроксимацией функции детектора полиномом третьего порядка с последующим поиском точки перегиба, соответствующей началу сейсмического события.

3. Метод обработки сейсмического события непосредственно на нижнем уровне сейсмостанции с передачей флага состояния на верхний уровень сервера СКСВ и АРМ оператора.

4. Алгоритм расчета фактической скорости распространения звука методом взаимного корреляционного анализа сигналов двух соседних гидрофонов.

5. Алгоритмы обнаружения и локализации утечек акустическим и параметрическим методами на основе корреляционного анализа и анализа давления в трубопроводе.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях:

1. 18-я Всероссийская межвузовская научно-техническая конференция «Микроэлектроника и информатика - 2011» (Москва, 2011 г.).

2. 3-я специализированная выставка приборов и средств контроля, измерений и испытаний «Экспо Контроль 2011» (Москва, 2011 г.).

3. 18-я Международная специализированная выставка-конференция «Газ. Нефть. Технологии-2010» (Уфа, 2010 г.).

4. 17-я Международная специализированная выставка-конференция «Нефть, газ. Нефтехимия-2010» (Казань, 2010 г.).

5. 16-я Всероссийская межвузовская научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Микроэлектроника и информатика-2009» (Москва, 2009 г.).

6. 15-я Всероссийская межвузовская научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Микроэлектроника и информатика-2008» (Москва, 2008 г.).

7. 9-я Международная выставка-конференция «измерительные приборы и промышленная автоматизация «МЕРАТЕК-2008» (Москва, 2008 г.).

Публикации по работе

Автором опубликовано 10 научных трудов, основные положения диссертационной работы опубликованы в 7 печатных работах, из них 4 работы в журналах, рекомендованных ВАК, 3 тезиса докладов научно-технических конференций, одна из статей переведена и опубликована на английском языке. Все работы по теме диссертации опубликованы без соавторов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 113 наименований, приложений и двух актов использования результатов диссертационной работы. Работа содержит 138 страниц основного текста, 85 рисунков и 14 таблиц.

Основные результаты сводятся к следующему:

1. Предложена концепция мониторинга технического состояния нефтепровода, основанная на интеграции методов обнаружения сейсмических воздействий и обнаружения утечек, обеспечивающая эффективное управление технологическим процессом транспортировки нефти.

2. Разработаны математические модели работы сейсмического, акустического и параметрического сегментов.

3. На основе предложенных математических моделей разработаны

145 алгоритмы обнаружения и идентификации событий с использованием методов цифровой обработки сигналов пульсаций давления и вибрации, возникающих в транспортируемом продукте.

4. Исследованы результаты работы алгоритмов сегмента контроля сейсмических воздействий. При взаимном анализе показаний группы датчиков, когда сигнал ослабляется с расстоянием, алгоритм позволяет повысить точность оценки времени вступления сейсмического воздействия. Например, для случая ослабления сигнала в два раза (на 6 дБ), на одном из двух датчиков, точность определения фронтов сейсмического события на 25% выше, по сравнению с классическим алгоритмом.

5. Применение сегмента контроля сейсмических воздействий может сократить время реакции системы обнаружения утечек с 10-20 минут до нескольких секунд. Сегмент контроля сейсмических воздействий производит постоянный мониторинг сейсмической активности. При обнаружении сейсмического воздействия классифицирует его по типу, по интенсивности и магнитуде, оценивает степень воздействия на МН. В зависимости от результатов классификации, происходит управление трубопроводом в автоматическом режиме с выдачей сигнализации оператору АРМ.

6. Предложенные алгоритмы работы СОУ позволяют значительно повысить скорость обнаружения и точность локализации за счет того, что недостатки одного метода контроля компенсируются преимуществами другого. А именно, Применение параметрического сегмента позволяет повысить скорость обнаружения утечки за счет того, что время, необходимое для обнаружения утечки не превышает времени прохода волны между двумя соседними датчиками, что соответствует ~ 1 км за 1 сек, но точность локализации метода не высока. Применение акустического сегмента основанного на расчете функции взаимной корреляции имеет большую точность по сравнению с параметрическим методом, но большее время работы. Натурные испытания показали следующие результаты: на дистанции 7 км система сработала в два этапа: первый этап — обнаружение и предварительная локализация параметрическим методом, точность работы составила ±800 м при времени детектирования менее 7 сек; второй этап -уточнение локализации гидроакустическим методом, точность составила ±150 м при времени работы 10 минут;

- на дистанции 33 км точность предварительной локализации параметрическим методом составила ±2000 м, при времени работы 33 секунды; уточнение локализации показало точность ±1000 м, при времени работы 10 минут.

7. Разработана структура автоматизированного комплекса мониторинга и управления.

8. На основе предложенных моделей и алгоритмов создан классификатор, в соответствии с которым происходит управление технологическим процессом транспортировки нефтепродуктов.

На основе разрабатываемых в диссертационной работе методов и алгоритмов создан аппаратно-программный комплекс, выпущены конструкторская и программная документации, проведены заводские и опытно-промышленные испытания, получен весь комплект разрешительной документации. Сегменты проектируемой системы внедрены на реальном производстве и успешно эксплуатируются сотрудниками отделов АСУТП и 1Т.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения диссертации разработаны теоретические основы и прикладные методы анализа и повышения эффективности автоматических систем управления технологическими процессами транспортировки нефти по трубопроводам. Разработаны методы и алгоритмы работы автоматизированного комплекса мониторинга и управления магистральными нефтепроводами, обеспечивающего обнаружение с высокой точностью и скоростью места дефекта трубопровода, локализацию утечек и управление технологическим процессом.

1. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах Текст. : РД : утв. ОАО «АК "Транснефть" 30.12.99 пр. №152 : согл. Госгортехнадзором России №10-03/418 07.07.99 -М.: НТЦ "Промышленная безопасность". 1999.

2. Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром» Текст. : РД 39-1.10.-084-2003: утв. ОАО «Газпром» 2003.

3. ГОСТ 53366-2008. Воздействие природных внешних условий на технические изделия. Общая характеристика землетрясения Текст. М.: Стандартинформ 2009. - 37 с.

4. Плюснин, И.И. Устройство дистанционного зондирования для системы управления техническим состоянием линейной части магистрального газопровода Текст. : автореферат дисс. . канд. техн. наук :05.13.05 / И.И.Плюснин. М.,2009. -32 с.

5. BP потратила на борьбу с ущербом от разлива нефти 11 миллиардов долларов // Российская газета Федеральный выпуск. 2010. - 1 октября.

6. Геофизическая служба РАН, http://www.ceme.gsras.ru/cgi-bin/info quake.pl. Дата публикации: 11.03.2011. Дата обращения: 11.03.2011.

7. New Scientist, URb:http://www.newscientist.com/blogs/shortsharpscience/ 2011/03/powerful-japan-quake-sparks-ts.html. Дата публикации: 12.03.2011. Дата обращения: 16.03.2011.

8. Japan Quake Map URL: http://www.japanquakemap.com/week. Дата обращения 13.03.2011.

9. Повышение безопасности эксплуатации газопроводов и интеллектуальная система управления линейными кранами магистрального газопровода при авариях Текст. : науч.-практич.информ.журнал. / Ростехнадзор. Наш регион. -Уфа. 2008, №4. - С.70-76.

10. Об утверждении Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности Текст. : Постановление Госгортехнадзора, Требования к проектированию обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: утв.Гостехнадзором России 05.06.2003.№56.

11. Фадеев, П. Экологи, участвовавшие в государственной экологической экспертизе нефтепровода "Восточная Сибирь -Тихий океан", поддерживают решение Ростехнадзора" Текст. / Российская газета Федеральный выпуск. 2006. -14 июня.

12. Wave Alert Автоматическая система обнаружения утечек и врезок для продуктопроводов Текст.: Техническая документация / разработчик и изготовитель систем обнаружения утечек LB Group. январь 2007.

13. Система обнаружения утечек и ударов для трубопроводов Текст. : Техническая презентация: разработчик и изготовитель систем обнаружения утечек гомпания LDS. Париж, Франция, -апрель 2003 г.

14. Системы непрерывного контроля герметичности участков нефтепровода СНКГН-1, СНКГН-2 Текст.: Техническая документация / НИИ Интроскопии при Томском политехническом университете: URL: http://inri.tpu.ru/pub/ snkgn.html. Дата обращения:01.11.2010.

15. Баранов, Н. Система обнаружения повреждений трубопроводов "Капкан" Текст. / Н. Баранов, А. Вальчук, С. Данилов // Технологии ТЭК, Нефтесервис: науч.-техн. журнал.-2005, № 2.

16. Система обнаружения утечек "Магистраль-1" Текст. : Техническая справка: разработчик и изготовитель систем обнаружения утечекОАО «Завод им.Г.И.Петровского», Нижний-Новгород. -2006.

17. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах Текст. : РД : -М.: НТЦ "Промышленная безопасность". Издание №2. -2002.

18. Гумеров, А.Г. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов Текст. / А.Г. Гумеров, А.Г. Зубаиров, М.Г. Векштейн, P.C. Гумеров, Х.А. Азметов. М.: ООО "Недра-Бизнеспентр", 1999. - 525 е.: ил. ISBN 5-8365-0013-4.

19. Об утверждении заключения государственной экологической экспертизы по материалам обоснования инвестиций в строительство нефтепроводной системы Каспийского трубопроводного консорциума Текст. : Приказ Госкомэкологии РФ : утв. 18.05.1998. -№303.

20. Экспертный портал "Восточный нефтепровод" URL:http://http://www.vstoneft.ru/ Дата обращения 13.04.2011.

21. Интернет-портал МЧС. URL: http://www.spas-extreme.ru/schoolsafety/ prirodchs/zemletrysenie/russia.php. Дата обращения: 01.10.2010.

22. Магистральные Нефтепроводы. Часть 1. Нефть, газ, фондовый рынок. URL:http://http://www.ngfr.ru/ngd.html?neftl9. Дата обращения 20.11.2010 .

23. Офииальный сайт ЦУП "Восточная Сибирь Тихий Океан - 2". ЦУП ВСТО-2. URL:http://http://www.cupvsto.ru/qa/6.html. Дата обращения 20.11.2010.

24. Кедров, O.K. Сейсмические методы контроля ядерных испытаний Текст. / Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта Рос. Акад. Наук. Москва, Саранск. -2005.-419 с.

25. Красовский, A.A. Цифровая обработка в ZETLab при идентификации параметров сейсмического сигнала Текст. / A.A. Красовский // Цифровая обработка сигналов: науч.-техн. журнал. М.:-2010,№3. -С.70-76.

26. Волков, С.П. Анализ основных угроз в отечественном трубопроводном транспорте Текст. // Экономика России: основные направления совершенствования. Межвуз. сборник науч. трудов. -№6. -2005.

27. Экологическая экспертиза как составная часть обеспечения экологической безопасности опасных производственных объектов.Проблемы и возможные пути развития Текст. / Гражданкин А.И., А.В.Ферапонтов // Безопасность труда в промышленности. -2005. -80 с.

28. Нагимов, P.M. Снижение опасностей эксплуатации подводных трубопроводов при наличии оголенных и провисающих участков Текст. : автореферат дис. . канд. техн. наук : защита 23.12.04 / Радиф Мансурович Нагимов. -Уфа., 2004. -23 с.

29. Дунчевский, A.B. Геофизический мониторинг подводных переходов трубопроводов Текст. : автореферат дис. . канд. техн. наук : 04.00.12 : защита 17.03.00 / Александр Викторович Дунчевский. -М., 2000. -22 с.

30. Ушаков Д.Н. Толковый словарь русского языка / Гос. ин-т "Сов. энцикл.", ОГИЗ, Гос. изд-во иностр. и нац. слов. -М.:-1935-1940.

31. Тугунов, П.И. Определение ударного давления в нефтепроводе с газонасыщенной нефтью при переходнх режимах Текст. / П.И. Тугунов, P.A. Брот, С.Е. Кутуков // Нефтегазовое дело. -2005. -том 3. -С.199-205.

32. Earthquake Detection And Safety System For Oil Pipelines / Lothar Griesser, Dr. Martin Wieland // Pipeline And Gas Jurnal. -December 2004.

33. Гольянов, A.A. Обнаружение места утечек в магистральных нефтепродуктопроводах с помощью сканирующих импульсов Текст. : автореферат дис. . канд. техн. наук : 25.00.19 : защита 21.10.04 / Уфа. -2004. -22 с.

34. Баранов, В.М. Акустическая диагностика и контроль на предприятиях топливно-энергетического комплекса Текст. / В.М.Баранов, А.И. Гриценко, A.M. Карисевич // М.: Наука, 1998. -297 с.

35. Wave Control Автоматическая система обнаружения повреждений трубопроводов Текст. : Техническая документация / разработчик и изготовитель систем обнаружения утечек LB Group. май 2009.

36. Баранов, Н. Система обнаружения повреждений трубопроводов "Капкан" Текст. / Н. Баранов, А. Вальчук, С. Данилов // Алгоритм безопасности.-2005, № 4.

37. Система обнаружения утечек Leak Detection System Текст.: Техническая документация : разработчик и изготовитель систем обнаружения утечек гомпания ООО "НПА Вира Риалтайм". М., 2004. -20 с.

38. Leakage detection using fiber optics distributed temperature monitoring // 11th SPIE Annual International Symposium on Smart Structures and Materials. San Diego, California, USA, Proc. SPIE Vol. 5384, pp.18 -25, March 14-18, -2004.

39. Исследование возможности использования многоспектрального тепловизора "ТЕРМА-2" для мониторинга нефтепроводов Текст. : автореферат дис. на соискание уч. степ. канд. техн. наук :05.11.07 / В. М. Чуйкин. СПб., 2002 Библиогр.: с. 23-24(13 назв.).

40. Николаева, Е.Д. Разработка акустико-эмиссионного метода непрерывного контроля герметичности подводных трубопроводов: дис. . канд. техн. наук : 05.11.13 / Е.Д. Николаева. Томск, 1991. -157 с.

41. К вопросу акустико-эмиссионного контроля магистральных газопроводов Текст. / A.M. Ширяев, А.Н. Гречухин // Труды Нижегородской акустической научной сессии, ННГУ, 2002. -С. 284-287.

42. Лапшин, Б.М. Разработка и создание акустических средств контроля герметичности подводных трубопроводов Текст.: дис. . канд. техн. наук : Томск, -1986. -244 с.

43. Acoustic method for the onstrea detection of leaks in buied pipeline / H. Bosselaar, A. Dullemont: Report No M.29/66 Koninklijke Schell Laboratorium Amsterdam. -1966. -P.l 15.

44. Гидрофоны, датчики давления, микрофоны. URL: http://zetms.ru/catalog/vibrodats/gidrodavlmicro.php. Дата обращения: 01.10.2010.

45. Дробот, Ю.Б. Исследование акустической эмиссии при истечении воды в атмосферу через отверстие малого диаметра Текст. / Ю.Б.Дробот, В.В.Лупанос, В.В.Билибин// Дефектоскопия. -1981. -№4. -С.68-75.

46. Акустический метод поиска дефектов на подводных трубопроводах Текст. / Б.М. Лапшин // Строительство трубопроводов. -1984. №2. С. 28-31.

47. Laboratory Investigation of the Mechanism of Cavitation / R.T. Knapp, A. Hollander // Trans. ASME. 1948. - Vol. 70. - P. 419-435.

48. Система контроля переходов магистральных газопроводов под автомобильными и железнодорожными переходами в 000"Лентрансгаз" Текст. /

49. B.Н. Сивоконь, В.Р. Олексейчук // М.: Газовая промышленность. -№1. -2008.1. C.50-52.

50. Система контроля переходов магистральных газопроводов через авто- и железнодорожные дороги Текст. / C.B. Власов, С.А. Егурцов, Р.В. Пиксайкин // М.: -Газовая промышленность. №5. -2007. -С. 66-67.

51. Пассивный контроль герметичности подводных трубопроводов с использованием акустических фазированных антенных решеток Текст. автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. техн. наук :05.11.13 / И. О. Болотина. Томск, 2004. - 21 с.

52. Теоретическое и практическое обоснование мониторинга подводных трубопроводов Текст. : автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. техн. наук :25.00.18 / Н. Г. Петров. М., 2005. - 24 с. : ил. - Библиогр.: с. 23-24 (8 назв.).

53. Subsea leak detector / Pipeline and Gas Jernal. -1987. №6. -P.36-37.

54. Lord A.E., Deisher J.N., Koemer R.M. Attenuation of elastic waves in pipelines as applied to acoustic emission leak detection / -1977. -№11. -P. 49-54, 60.

55. Определение мест утечки в трубопроводах с помощью контроля температуры : Техническая документация: разработчик и изготовитель систем обнаружения утечек Laser Solutions. URL: http://www.lscom.ru/iortr2.html. Дата обращения: 12.08.2010.

56. Жуковский Н.Е. О гидравлическом ударе в водопроводных трубах Текст. /М.-Jl.: Гостехиздат. -1949. -103 с.

57. Безопасность трубопроводного транспорта углеводородов Текст. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, -межотр. журнал. -М.: информационно-аналитический центр "МИНЕРАЛ". -2007. -№6.

58. Правила организации мероприятий по предотвращению и ликвидации разливов нефти и нефтпродуктов на территории Российской Федерации Текст.: Постановление правительства Российской Федерации №240 : утв. 15.04.2002.

59. Повышение безопасности эксплуатации газопроводов и интеллектуальная система управления линейными кранами магистрального газопровода при авариях Текст.: науч.-практич.информ.журнал. / Ростехнадзор. Наш регион. -Уфа. 2008, №4. - С.70-76.

60. Разработка и создание информационно-измерительной системы обеспечения промышленной безопасности переходов магистральных газопроводов через автомобильные железные дороги Текст. : автореферат дисс. канд. техн. наук: 05.11.16 /Р.ВЛиксайкин.- М.,2008.-24с.

61. Большая советская энциклопедия. М.: -1969-1978.

62. О гидроакустическом течеискании в подводнеых трубопроводах при наличии шумов мешающего судоходства Текст. / Р.Ц.Гулиянц, Л.Д.Войтасик, Н.С.Каришнев, В.В.Усов, Л.Е.Шейнман // Труды Нижегородской акустической научной сессии, ННГУ, 2002. -С. 288-290.

63. Некоторые пути построения акустических течеискателей при расположении звукоприемников в одной точке Текст. / Р.Ц.Гулиянц, Л.Д.Войтасик, Н.С.Каришнев, В.В.Усов, Л.Е.Шейнман // Труды Нижегородской акустической научной сессии, ННГУ, 2002. -С. 284-287.

64. Шейнман, Л.Е. Повышение помехоустойчивости акустического способа определения места и размеров течи в подводных трубопроводах и дюкерах Текст. / Л.Е.Шейнман, С.Андреев // .-М: Технологии ТЭК .-№6 .-2005 -С. 72-74.

65. Boye Ahlborn On drag, Strouhal number and vortex-street structure / Mae L. Seto, Bernd R. Noack // Department of Physics, University of British, Columbia.

66. Курс лекций по основам гидродинамики. Братский Государственный Университет : URL:http://www.gidravl.com/index.html. Дата посещения 30.02.2011.

67. Об утерждении методики определения расчетных величин пожарного рика на производственных объектах Текст.: приказ Министерства РФ по ГОЧС 10 июля 2009. №404.: Зарегистрировано в Минюсте РФ 17 августа 2009 г. №14541.

68. Чугаев, P.P. Гидравлика Текст. / учебник для вузов.-4-e изд., доп. и перераб.-Л.: Энергоиздат. Ленинград, отд-ние, 1982.- 672 с.

69. ГОСТ Р 12.3.047-98. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля Текст. М.: Стандартинформ 2009. -86 с.

70. Щепочкин, М.А. Спектр звуковой мощности дозвуковой струи / М.А. Щепочкин , А.Г. Мунин // Акустический журнал .-№18 .-1972.

71. Красовский, A.A. Автоматизация экспериментов с применением цифровой обработки сигналов Текст. / A.A. Красовский // Автоматизация в промышленности, науч.-техн. журнал. -М.:-2009. №7. -С.49-52.

72. Табулевич, В.Н. Комплексное исследование микросейсмических колебаний Текст./Новосибирск. Наука.-1986.

73. Винник, Л.П. Структура микросейсм и некоторые вопросы методики группирования в сейсмологии Текст. М.: Наука. -1968. -104 с.

74. Ершов, Н.А. О применении микроколебаний для прогнозирования сейсмического воздействия сильного землетрясенияТекст. / Н.А.Ершов, Г.А.Лямщина // Сейсмические исследования для строительства. М., 1971. - С.85-93.- (Вопросы инженерной сейсмологии, вып. 14).

75. Саваренский, Е.Ф. Элементы сейсмологии и сейсмометрии Текст. / Е.Ф. Саваренский, Д.П. Кирнос. -2-е издание. М.: ГИТЛ., 1955., -543 с.

76. Understanding and setting STA/LTA trigger algorithm for the K2 / Dr.Amadej Trnkoczy // Application note #41. Revision August .-1998 URL:http://www.kinemetrics.com/engftp/AppNotes/appnote41 .PDF

77. Дата обращения 22.04.2011.

78. Болт, Б.А. Землетрясения Текст. / Б.А. Болт. М.:Мир. -1981. -256 с.

79. Аки, К. Количественная сейсмология Текст. / К. Аки , П. Ричард, -том 1. -М.: Мир.-1983.-880 с.

80. Башилов, И.П. Аппаратный комплекс регистрации сейсмических сигналов Текст. / И.П. Башилов, Е.А. Сутулов // Материалы международной конференции "технологии мониторинга Договора о всеобъемлющем запрещении ядерных испытаний". Истра(МО). -1972. -С.5.

81. Acquisition, transmission and recording of array data / B. Henger, M. StorkDigital // Ten years of the Grafenberg array. -1986. -P.20-27.

82. GSE/WG2/2: Manual for seismic site selection : Committee on Disarmament. -1996. -27 p.

83. ISO/IEC 7498-1: Information technology—Open Systems Interconnection-Basic Reference Model: The Basic Model. -1994.

84. Паркер, К. TCPMP для профессионалов Текст. / К. Паркер, К. Сиян. -СПб.: Питер. -2004. -859 с.

85. Шкала сейсмической интенсивности MSK-64 Тенкст. / С.В. Медведев, Г. Шпонхойер, В.Карник. 1964.

86. EMS-98 Европейская макросейсмическая шкала : Европейская сейсмологическая комиссия. -1998. Люксембург.

87. Web сайт, посвященный землетрясениям Эпицентрум. URL: http://www.epicentrum.ru/chili.php. Дата обращения 18.03.2011.

88. СНиП 11-7-81. Строительство в сейсмических районах. Нормы проектирования Текст.- М.: Госстрой России 2000.

89. Федеральный информационный портал "SakhaNews" : "Ночное землетрясение в Нерюнгри". URL:htlp://www. 1 sn.ru/prin t.php?id=46339. Дата публикации: 16.03.2011. Дата обращения: 17.03.2011.

90. Freiberger W.F. An approximate method in signal detection / Quarterly Appl. Math. 1963 V.20. -P. 373 378.

91. Баранов, C.B. Автоматическое определение длительности сейсмического события в режиме реального времени Текст. // Сборник статей аспирантов, соискателей, докторантов и научных работников. -М.: -2004. -№3. -ISSN—1811— 5721.

92. Айфичер, Э. Цифровая обработка сигналов, практический подход Текст. / Э. Айфичер, Б. Джервис. -Вильяме. -М.:, -2004. -С.ЗЗ.

93. Дудукин, В.А. Методы определения пеленга объекта, основанные на измерениях временных задержек сейсмических сигналов Текст. / В.А. Дудукин, A.A. Вольсков // Современные технологии безопасности, науч.-техн. журнал. -Пенза. -Январь-Март 2007.

94. Дудкин, В. А. Варианты построения пассивных сейсмических локаторов, основанных на измерении временных задержек Текст. // Современные технологии безопасности. 2005. - № 4. -С. 15-17.

95. Система лингвистического анализа нарушителей по сейсмическим сигналам и пути повышения ее эффективности Текст. / Ю.С. Акимова, Б.Ю.Белоножкин, Г.К.Чистова // Современные технологии безопасности, научн.-техн. журнал. -М.: -Октябрь-декабрь 2005.

96. Ботт, М. Внутреннее строение земли Текст. / М. Ботт. -М.: Мир. -1974.373 с.

97. Слез,JI.Г. Экспериментальные и теоретические исследования гидроударного способа восстановления пропускной способности магистральных водоводовТекст./ Л.Г.Слез, A.A. Григорьев // Инженерные системы. Донбасская нац.академия стр.-ва и арх.-ры. -№2.-2009.

98. Омельченко, A.B. Дифференциальные характеристики потока за ударной волной Текст. // -Спб.: Журнал технической физики, -том 72. -вып.1. -2002.

99. Бергман, Л. Ультразвук Текст. / Л. Бергман. -М.: Изд-во иностр. литры.-1956. -728 с.

100. Рабинович, Е.З. Гидравлика Текст. : учеб. для техникумов / Е. 3. Рабинович, А. Е. Евгеньев. 3-е изд., перераб. и доп. - М. : Недра, 1987. - 224 с.

101. Интерактивный справочник по механическим свойствам веществ, URL: http://www.fxyz.ru/ Дата обращения:07.04.2011.

102. Чарный, И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах Текст. / И.А. Чарный. -изд.2, перераб. и доп. М.: Недра. -1975. С. 186-191.

103. Бендат, Дж. Прикладной анализ случайных даннх Текст. / Дж. Бендат, А. Пирсол: Пер. с англ. М.: Мир, 1989. - 540 с.

104. Бендат, Дж. Приложения корреляционного и спектрального анализа Текст. / Дж. Бендат, А. Пирсол: Пер. с англ. М.: Мир, 1982. - 312 с.

105. Сергиенко, А.Б. Алгоритмы адаптивной фильтрации: особенности реализации в MATLAB Текст. / А.Б. Сергиенко // Математика в приложениях. -2003. -№1. С.18-28.

106. Гольдин, A.C. Вибрация роторных машин Текст. / A.C. Гольдин. -М.Машиностроение. -2000. -С.115, -334 с.

107. Боровиков, В. Искусство анализа данных на компьютере. Для профессионалов Текст. / В. Боровиков // СПб.: Питер. -2003. -688 с.

108. Лоусон Ч., Хенсон Р. Численное решение задач метода наименьших квадратов / М.: Наука. -1968. -232 с.

109. Ильин, В.А. Линейная алгебра Текст./ В.А. Ильин, Э.Г. Позняк. -учебник для вузов. -6-е изд. -М.:Физматлит. -2004. -280 с.

110. Красовский, A.A. Виртуальная лаборатория ZETLab на примере построения распределенной системы управления виброиспытаниями в учебной лаборатории Текст. / A.A. Красовский // Автоматизация в промышленности, науч.-техн. журнал. -М.:-2010. -№6. -С.55-57.

111. Фрагмент программы расчета статистических характеристик шумов СКСВ

112. Ж 'Ч * ^ ^ * характеристики.IV» Сгг-п^стичесчие хгракте**ктик>' —■ X

113. Главная панель Рабочая срада Стили ШМел-3.0 к/

114. Статистические характеристики х1. Таймер1. Среднеарифметическое знаматематическое ожиданиеявив | щ Ц "ДЧШЛ! ё1. Среднеквадратичное значе шиш —1 © I1. Ш

115. Среднек в адратическое откл1. Л — >¿,1 у Ш'ШЖУ! в1. Т 1. Максимальное значение ма 1. Ш сва л ШШШ&1. Минимальное значение мае пео

116. Средне* в адратическое знач1. Среднеквадратическое откл

117. Размах значений массив а 1

118. Рис. П.2. Слева результат работы алгоритма определения статистических характеристик сигнала до обработки. Справа - после обработки

119. Результаты проведения натурных испытаний СКСВ по поиску источникавозмущенияпарный км (1 Гц)п т

120. Рис П.З. Схема проведения экспериментас*