Спосіб автоматичного контролю техногенної безпеки магістральних нафтогазопроводів

Спосіб автоматичного контролю техногенної безпеки нафтогазопроводу, що полягає у вимірюванні відхилень фізичних величин, пов'язаних із зовнішньою і внутрішньою дією на стан нафтогазопроводу, з використанням електронних блоків обробки даних вимірювань, який відрізняється тим, що в автоматичному режимі за допомогою фотоелектричних блоків, встановлених на єдиних опорах з деформаційними марками нафтогазопроводу та жорстко з'єднаних з ним, визначають відхилення від нормального просторового положення конструкції нафтогазопроводу уздовж всієї магістралі по ділянках, на крайніх блоках яких визначають незалежним геодезичним методом просторове положення фундаментальних опорних геодезичних знаків-реперів, при цьому за номером ділянки із розташованим в ній фотоелектричним блоком дистанційно визначають величину і час відхилення від норми відповідної точки нафтогазопроводу, за аналізом сигналу підсистеми електронного блока, який надходить на центральний пост, приймають рішення про необхідність реагування на відповідній ділянці для усунення несправності. (19) UA (11) (21) a200611731 (22) 08.11.2006 (24) 12.01.2009 (46) 12.01.2009, Бюл.№ 1, 2009 р. (72) БОРОВИЙ ВАЛЕНТИН ОЛЕКСАНДРОВИЧ, UA, БУРАВЛЕВ ЄВГЕНІЙ ПАВЛОВИЧ, U A, БУРАЧЕК ВСЕВОЛОД ГЕРМАНОВИЧ, UA, КРИСЕНКО МАКСИМ ВІКТОРОВИЧ, U A (73) ІНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НАЦІОН АЛЬНОЇ БЕЗПЕКИ ПРИ РАДІ Н АЦІОН АЛЬНОЇ БЕЗПЕКИ І ОБОРОНИ УКРАЇНИ, U A, ЧЕРНІГІВСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ІНСТИТУТ ЕКОНОМІКИ І УПРАВЛІННЯ, UA (56) UA 10399, 15.11.2005 SU 1839706, 30.12.1993 SU 647502, 18.02.1979 RU 2190152, 27.09.2002 WO 9736159, 02.10.1997 EP 0281735, 14.09.1988 CN 1414283, 30.04.2003 JP 7293800, 10.11.1995 UA 64684, 16.02.2004 Левчук Г.П., Новак В.Е., Конусов В.Г. Прикладная геодезия. Основные методы и принципы инженерно-геодезических работ. - М.: Недра, 1981. - C. 333-365. Сундаков Я.А. Геодезические работы при возведении крупных промышленных и высотных зданий. - М.: Недра, 1980. - C. 308- 311. C2 2 85229 1 3 85229 числі - високоточного нівелювання, гідростатичного і тригонометричного нівелювання, створеному методі фотограмметрії, та інше. Загальним недоліком перерахованих способів є практична відсутність автоматизації вимірювань, великий об'єм ручних (візуальних) вимірювань, неможливість використати ці методи при автоматичному або при автоматизованому моніторингу нафтогазопроводів. Крім недоліків, перерахованих вище, треба відзначити також, що відомі геодезичні способи контролю стабільності та точності положення споруд орієнтовані в основному на вимірювання положення зовнішніх елементів, що в деякій мірі перешкоджає автоматизації вимірювань. В [4] розглянуті технічні способи діагностування нафтогазопроводів (стор. 587...614). Ці способи можуть бути використані в якості датчиків системи техногенної безпеки нфтогазопроводів, які вирішують наступні задачі: - автоматизований контроль стану ізоляційного покриття; - автоматизований ультразвуковий контроль стану зварних швів; - контроль геометрії перерізу трубопроводів за допомогою пристрою - профілеміру; - дефектоскопія стану металу тр убопроводу; - газоаналітичний контроль витікання в трубопроводах. Такі способи також не можуть вирішити задачу контролю геометричного положення елементів конструкції трубопроводу, особливо повільної зміни їх координат. Задачею винаходу є створення способу контролю техногенної безпеки магістральних тр убопроводів, що дозволить попередити про наближення техногенного пошкодження трубопроводу в реальному масштабі часу з точним позначенням певної ділянки для оперативного реагування. Поставлена задача розв'язується за рахунок створення нового способу автоматичного контролю техногенної безпеки нафтогазопроводу, який заснований на застосуванні різних методів вимірювання відхилень фізичних величин, пов'язаних із зовнішньою і внутрішньою дією на стан нафтогазопроводу, який відрізняється тим, що в автоматичному режимі фотоелектрично визначають відхилення від нормального просторового положення конструкції нафтогазопроводу уздовж всієї магістралі по ділянках, на крайніх блоках яких визначають просторове положення фундаментальних опорних геодезичних знаків-реперів незалежним геодезичним методом, при цьому по номеру ділянки і розташованого в ньому фотоелектричного блоку дистанційно визначають величину і час відхилення в просторі відповідної точки нафтогазопроводу за допомогою сигналу, що поступає на центральний пост, і ухвалюють рішення про реагування (при необхідності) на відповідній ділянці для виправлення ситуації. Пропонуємий спосіб базується на системі техногенної безпеки нафтогазопроводу базується на пристроях [5] для контролю точності положення елементів інженерної споруди який містить фотоелектричні канали з елементами: джерела світла, 4 об'єктиви, багатоелементні фотоприймачі, що створюють подвійний фотоелектричний ланцюжок, а також захисні світлопроводи з діафрагмами, який відрізняється тим, що всі елементи змонтовані і жорстко встановлені в блоках, кожній з яких містить здвоєний багатоелементний фотоприймач і два об'єктиви, які утворюють дві цифрові оптикоелектронні камери з взаємо-протилежними напрямками оптичних вісей, а також двонаправлене джерело світла з випромінюванням в двох взаємопротилежних напрямках (див. Фіг.1). Кожний такий пристрій, що входить в систему техногенної безпеки розміщено на ділянці нафтогазопроводу між блоками опорних геодезичних знаків-реперів (на Фіг.1 це опорні знакифундаменти блоків 1,2 і n-1, n). Кожен блок 1, n встановлений на єдиній основі (фундаменті) з нафтогазопроводом в місці знаходження деформаційної марки нафтогазопроводу і жорстко сполучений з останнім. На Фіг.1 показані основні електронні блоки, обслуговуючі блоки 1,n на даній ділянці нафтогазопроводу, а також інші наявні датчики зовнішньої і внутрішньої техногенної дії на нафтогазопроводі: 5 - блок управління; 6 - блок збору і обробки інформації; 7 - блок перетворення інформації; 8 - блок передачі інформації; 9 - блок запису і зберігання інформації. На кожній ділянці нафтогазопроводу блок 5 здійснює управління функціонуванням блоків 1,n. У блоці 6 відбувається збір інформації (закодовані значення відхилень деформаційних марок нафтогазопроводу від номінального положення, зафіксованого при первинному включенні). Прийом, обробка і передача інформації блоком 6 проводиться по командах блоку управління 5. З блоку 6 в блок 5 передаються звіти про виконання команд (зворотний зв'язок), а в блок 7 передаються результати обробки даних. У блоці 7 відбувається оцінка даних і формування сигналів для дистанційної передачі блоком 8 на центральний пост управління. З блоку 7 в блок 9 передаються результати оцінки даних для запису і зберігання. На Фіг.2 схематично показаний фрагмент системи техногенної безпеки нафтогазопроводу, де К, К+1 і К-1 - підсистеми блоків 5, 6, 7, 8, 9 (Фіг.1), обслуговуючі оптико-електронні блоки від 1К-1, 2К1 до 1К,2К; від 1К,2К до 1К+1, 2К+1 (К-номер ділянки) і далі всі блоки вліво і вправо від 1 до N (Nчисло всіх блоків на нафтогазопроводі). Всі блоки від 1 до N на М ділянках (N=M-n, де n-число блоків на ділянці) встановлені на єдиних опорах з деформаційними марками нафтогазопроводу і жорстко сполучені з останнім, при цьому на кожній ділянці крайні блоки, такі як 1К і 2К, 1К+1 і 2К+1, 1К-1 і 2К1 встановлені разом з деформаційними марками нафтогазопроводу на опорних геодезичних знакахреперах. Визначення координат цих геодезичних знаків-реперів здійснюють незалежними геодезичними методами, наприклад за допомогою GPS і ін. Інформація з блоків підсистем К, К+1, К-1 і інших аналогічних в системі техногенної безпеки нафтогазопроводу періодично дистанційно передається на центральний пост 10 системи. Центра 5 85229 льний пост 10 містить блок дистанційного періодичного опитування всіх блоків 8 (див. Фіг.1) на М ділянках системи техногенної безпеки нафтогазопроводу і прийому від них сигналів про стан просторового положення деформаційних марок конструкції нафтогазопроводу («у допуску» або «перевищує допустимі значення»). При отриманні сигналу про неприпустиме відхилення елементу системи ухвалюється рішення про виїзд на місце, де відбулося (на окремому блоці) неприпустиме відхилення, групи фахівців (групи швидкого реагування). Аналогічно проводиться аналіз результатів вимірювань, що виконуються іншими датчиками і реагування на неприпустимі відхилення від норми. Таким чином, запропонований спосіб забезпечення техногенної безпеки нафтогазопроводу в порівнянні з відомими дозволяє своєчасно визначати наявність і величину повільних змін просторового положення конструкції нафтогазопроводу по всій довжині магістралі, точне місце деформації і оперативно реагувати з метою усунення несправностей. Також запропонований спосіб дозволяє в Комп’ютерна в ерстка В. Клюкін 6 автоматичному режимі і в реальному масштабі часу реалізувати моніторинг техногенної безпеки нафтогазопроводу. Література: 1. В.В. Гетьман, Є.П. Журавльов. Техногенна безпека України. Рада НБО України, ІПНБ, K. 2004, 130 с. 2. Г.П. Левчук, В.Е., Новак, В.Г. Конусов. Прикладная геодезия. Основные методы и принципы инженерно-геодезических работ. М. Недра, 1981, 437с. (стор. 333...365, стор. 373...379, стор. 380...406, стор. 424...428) 3. Я.А. Сундаков. Геодезические работы при возведении крупных промышленных и высотных зданий. М. Недра, 1980. (стор. 308...311, стор. 320...324, стор. 325...336) 4. В.В. Клюев, П.П. Пархоменко, В.Е. Абрамчук та ін. Технические средства диагностирования. Справочник. М. «Ма шиностроение» 1989, 672 с. (стор. 587...614) 5. Боровий В.О., Бурачек В.Г., Крисенко М.В., Шульц Р.В. Деклараційний патент №10399 від 15.11.2005. Блок №11. Підписне Тираж 28 прим. Міністерство осв іт и і науки України Держав ний департамент інтелектуальної в ласності, вул. Урицького, 45, м. Київ , МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислов ої в ласності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601