CC BY
158ИНФРАЗВУКОВОИ МОНИТОРИНГ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
УДК 622.692.48-047.44
Н.В. Чухарева, к.т.н., доцент, Томский политехнический университет (Томск, РФ), Natasha@tpu.ru А.М. Ревазов, д.т.н. проф., Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (Москва, РФ), alanrevazov@rambler.ru
А.В. Ямкин, ООО «Газпром трансгаз Томск» (Томск, РФ), A.Yamkin@gtt.gazprom.ru А.С. Маслов, к.т.н., ООО «Газпром трансгаз Томск», A.Masiov@gtt.gazprom.ru
В целях предотвращения развития аварийных ситуаций на линейной части магистральных трубопроводов помимо превентивных мер предусмотрено также применение систем обнаружения утечек. Наибольшее распространение получили следующие их виды: по волне давления, параметрическая, комбинированная, представляющие собой программный и программно-аппаратный комплексы. Также известны и применяются такие методы обнаружения утечек, как метод выявления изменения расходов, метод линейного баланса, визуальное наблюдение трубы, использование диагностических устройств, акустический метод, лазерный газоаналитический метод, метод гидравлических испытаний (опрессовка), тепловой и акустико-эмиссионный метод. Многообразие методов оставляет открытым вопрос выбора наиболее эффективного метода с учетом условий строительства и дальнейшей эксплуатации магистральных трубопроводов. Авторами решалась задача оценки эффективности применения инфразвукового метода мониторинга на примере сравнения его с системами обнаружения утечек. В настоящей статье представлены основные результаты использования инфразвукового мониторинга магистрального газопровода. Определены чувствительность и точность обнаружения утечек на газопроводе системой инфразвукового мониторинга. Для проверки ее эффективности в части обнаружения утечки через отверстие на параллельной нитке газопровода было сделано шесть отборов природного газа на газопроводе-отводе. При проведении наблюдений параллельная нитка газопровода находилась вне зоны, ограниченной датчиками инфразвуковой системы мониторинга трубопроводов (все датчики были установлены на основной нитке газопровода). В связи с этим система регистрировала только факт утечки на параллельной нитке, без определения линейной координаты ее местоположения.
Сделан вывод о соответствии принципу централизованного управления техногенными рисками эксплуатации газотранспортной системы. Полученные результаты указывают на то, что инфразвуковой мониторинг газопроводов с использованием инфразвуковой системы мониторинга трубопроводов позволяет регистрировать утечки, в том числе с низкой интенсивностью, с точностью не хуже 6 м. Полученные данные подтверждают эффективность инфразвукового мониторинга в целях повышения промышленной безопасности магистральных газопроводов.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: БЕЗОПАСНОСТЬ, МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД, УТЕЧКИ, ИНФРАЗВУКОВОЙ МОНИТОРИНГ, УПРАВЛЕНИЕ РИСКОМ.
Безопасность и надежность эксплуатации магистральных газопроводов (МГ) имеет ключевое значение для газотранспортных предприятий. Современные технологии позволяют транспортировать углеводороды (УВ) при высоком давлении, поэтому при повреждении стенки трубы за короткое время может произойти значительная утечка УВ. Утечки УВ представляют угрозу жизни и здоровью населе-
ния, эксплуатирующего персонала, угрозу окружающей среде. Поэтому для минимизации ущерба необходимо сокращать время обнаружения и устранения утечек УВ. В связи с этим по требованиям Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) необходимо предусматривать специальные технические решения на МГ для контроля утечек
транспортируемых УВ, а также для мониторинга технического состояния газопроводов [1].
Сегодня на трубопроводах используются несколько типов систем обнаружения утечек (СОУ) и систем мониторинга трубопроводов (СМТ), основанных на различных принципах работы. Эти системы имеют ряд недостатков, к основным из которых относятся недостаточная точность определения
N.V. Chukhareva, PhD in Chemistry, Associate professor, National Research Tomsk Polytechnic University (Tomsk, Russian Federation), Natasha@tpu.ru
A.M. Revazov, Doctor of Engineering, Professor, Gubkin National University of Oil and Gas (Moscow, Russian Federation), alanrevazov@rambler.ru
A.V. Yamkin, «Gazprom Transgas Tomsk» (Tomsk, Russian Federation), A.Yamkin@gtt.gazprom.ru A.S. Maslov, PhD in Engineering, «Gazprom Transgas Tomsk», A.Maslov@gtt.gazprom.ru
Infrasonic monitoring of trunk gas pipeline
Apart from preventive measures, leak detection systems help to avoid incidents at linear sections of trunk gas pipelines. The most widely used methods to detect pipeline leaks comprise hydraulic, parametric, and combined systems, i. e. software and hardware complexes. In addition, there are such leak detection techniques as mass-flow balance, pressure point analysis, visual inspection, pigging, acoustic method, laser, hydraulic testing, infrared, and acoustic emission methods. A great variety of leak detection tools poses the question of choosing the most effective one regarding construction conditions and further operation parameters of trunk gas pipelines.
The authors assessed efficiency of infrasonic pipeline monitoring technique by comparing it with the well-known leak detection systems. The article presents the basic results of applying infrasonic method for trunk gas pipeline monitoring and outlines sensitivity and accuracy of leak detection by this tool. To prove the efficiency of infrasonic monitoring, 6 natural gas samples have been collected from the gas pipeline branch. During experiments the parallel line was located beyond the zone of infrasonic monitoring system (all sensors were installed on the main line). Thus, the system registered only the fact of a leak on the parallel line without determining the linear coordinate of its location.
The conducted research proves that the use of infrasonic monitoring of trunk gas pipeline complies with the basic principle of centralized control of gas pipeline technological hazards. Obtained data confirm the efficiency of infrasonic monitoring as a technique to enhance industrial safety of trunk pipeline systems.
KEYWORDS: SAFETY, TRUNK GAS PIPELINE, LEAK, INFRASONIC MONITORING, RISK MANAGEMENT.
утечек и низкая чувствительность. Дополнительными ограничениями являются: необходимость установки сложного программного обеспечения, ложные срабатывания, необходимость обходов трассы линейными обходчиками, затруднение ремонта трубопроводов из-за риска повреждения системы при проведении земляных работ [2-4]. По причине низкой чувствительности и недостаточной точности СОУ сегодня до конца не решена задача контроля герметичности трубопроводов с обнаружением утечек низкой интенсивности, что сохраняет актуальность проблемы хищений УВ через несанкционированные врезки в трубопроводы [5].
Неоснащенность трубопроводов эффективными системами СОУ или СМТ повышает экологические риски, т. к. в случае утечек УВ на трубопроводах при их разгер-метизации факт разгерметизации не обнаруживается своевременно. Это может приводить к катастрофическим последствиям. Так, например, в 2013 г. из-за раз-
герметизации трубопровода жидкие УВ попали в несколько крупных и средних рек, таких как р. Колва (приток р. Уса, р. Печора), р. Малый Караман (приток р. Волга), р. Левый Лун-Вож (приток р. Собысь), р. Лубье (приток р. Охта, р. Невы), р. Юк (Республика Башкортостан), в малые реки Республики Коми, на территорию вблизи р. Обь, р. Ангара и другие [6]. Аварии на газопроводах также могут нанести большой ущерб жизни, здоровью, имуществу и окружающей среде.
Нефтегазовые компании, эксплуатирующие трубопроводы УВ, несут существенные убытки из-за отсутствия эффективных СОУ. В связи с этим разработка в кратчайшие сроки недорогой и эффективной системы мониторинга газопроводов, позволяющей оперативно и с высокой точностью обнаруживать утечки с низкой интенсивностью, - актуальная задача.
В представленной работе рассматриваются результаты ин-фразвукового мониторинга МГ, выполненного в рамках опытно-промышленной эксплуатации ин-
фразвуковой системы мониторинга трубопроводов (ИСМТ) (разработка и производство ООО НПФ «ТОРИ», г. Новосибирск).
ТЕОРИЯ
На сегодняшний день существуют ряд методов и оборудование для локализации утечек. Методы можно классифицировать на три основные группы, основываясь на принципах их работы: физические, расчетные и автоматические. Физические методы основаны на регистрации и аналитической обработке физических параметров процессов, происходящих в трубопроводе. Расчетные методы представляют собой создание математических моделей и статистических зависимостей, полученных на основе математической обработки численных параметров внутритрубных процессов. Автоматические методы основаны на применении тех или иных математических моделей,исходя из результатов аналитической обработки данных телеметрии, поступающих от автоматизированных систем
Рис. 1. Структура ИСМТ Fig. 1. IMS structure
управления технологическими процессами [7-11].
В производственной деятельности организаций,эксплуатирующих магистральные трубопроводы (МТ), получили распространение следующие виды СОУ:
- по волне давления - программно-аппаратный комплекс для обнаружения волны давления, возникающей в трубопроводе при образовании в нем утечки [8];
- параметрическая - программный комплекс, функционирующий совместно с системой диспетчерского контроля и управления (СДКУ) на основе использования поступающих в СДКУ данных о параметрах работы трубопроводов [9];
- комбинированные - системы обнаружения утечек, объединяющие в себе СОУ по волне давления и параметрические СОУ [10, 11].
Также известны и применяются такие методы обнаружения утечек, как метод выявления изменения расходов, метод линейного баланса, визуальное наблюдение трубы, использование диагностических устройств, акустический метод, лазерный газоаналитический метод, метод гидравлических испытаний (опрессовка), тепловой и акусти-ко-эмиссионный методы [10-12].
Все вышеперечисленные методы не лишены недостатков, в том числе
таких как необходимость применения дополнительных методов диагностики, недостаточная точность определения утечек, низкая чувствительность, необходимость установки сложного программного обеспечения, ложные срабатывания, необходимость обходов трассы линейными обходчиками [13, 17].
В связи с этим в настоящее время становятся актуальными более эффективные решения, позволяющие осуществлять удаленный мониторинг трубопроводов для транспортировки УВ.
Существуют следующие подходы к мониторингу трубопроводов [8, 10, 11]:
- распределенные системы видеонаблюдения. Недостатки: существенная зависимость от метеоусловий, значительное увеличение стоимости установки системы при масштабировании, высокая стоимость владения;
- сети сейсмоакустических датчиков (сейсмокосы). Недостатки: эффективно только для малых масштабов. При масштабировании значительно возрастает стоимость установки, настройки и обслуживания системы;
- беспилотные летательные аппараты. Недостатки: существенная зависимость от метеоусловий, высокая стоимость владения.
Альтернативой упомянутым подходам служит оптоволоконная система мониторинга МТ, которая считается более точной, чувствительной и оперативной [5]. Ее недостаток в том, что требуется укладка оптоволоконного кабеля на трубопровод. Поэтому такой кабель уязвим при авариях и работах на трубопроводе. Кроме этого, оптоволоконные системы мониторинга предназначены для геотехнического мониторинга и имеют существенные ограничения при обнаружении утечек [4, 15, 16]. Также следует отметить, что данные системы нечувствительны к несанкционированным врезкам, проведенным в период, когда система была выключена по тем или иным причинам.
В связи с этим имеется потреб -ность в альтернативных более дешевых и эффективных системах мониторинга трубопроводов и обнаружения утечек, которые не имели бы недостатков вышеперечисленных систем. Одна из таких систем - ИСМТ.
По принципу построения ИСМТ относится к классу распределенных систем. В отличие от других систем мониторинга, ИСМТ регистрирует инфразвуковой сигнал, распространяющийся по трубопроводу на гораздо большие расстояния от места его зарождения, чем акустические волны. Благодаря низкому затуханию полезного сигнала регистрирующие элементы ИСМТ -инфразвуковые датчики могут быть установлены на расстоянии 30 км друг от друга и более.
Для сбора данных с датчиков, предварительной обработки и передачи информации на верхний уровень системы используются промышленные контроллеры.
Информация об инфразвуковых колебаниях, собранная с датчиков, передается по каналу связи на сервер обработки данных (рис. 1).
Новые реализованные в ИСМТ методы регистрации и обработки инфразвуковых сигналов, архитектура с использованием принципов централизованного хранения
Таблица 1. Результаты сравнительных испытаний ИСМТ и СОУ импортного производства, регистрирующей утечки по волне давления (одна из известных систем, применяемая на продуктопроводах в ведущих российских нефтегазовых компаниях) * Table 1. Results of comparative tests of foreign-manufactured IMS (infrasonic monitoring system) and LDS (leak detection system) that register leaks by pressure wave (one of the well-known systems applied on product pipelines in the leading Russian oil and gas companies) *
№ Характеристика Parameter Гидравлическая СОУ Hydraulic LDS ИСМТ IMS
1 Чувствительность в части определения утечек, м3/ч Sensitivity to leak detection, m3/h Более 24 Over 24 1,7
2 Точность определения утечек, м Accuracy of leak detection, m 918 40
3 Определение географических координат утечек Determining geographic coordinates of leaks Нет No Есть Yes
4 Дополнительные функции контроля технического состояния трубопровода Additional function of pipeline technical status control Нет No Есть Yes
Примечание. * - данные из протоколов совместных испытаний систем ИСМТ и гидравлической СОУ импортного производителя на продуктопроводе для жидких УВ, выполненных в 2012-2015 гг.
Note. * - data from protocols of joint tests of foreign-manufactured IMS and hydraulic LDS for product line designed for liquid hydrocarbons carried out in 2012-2015.
Таблица 2. Результаты испытаний функции «Обнаружение утечек» с формированием утечки через отверстие
Table 2. Results of testing of the function «Leak Detection» for leakage through hole condition
№ Расход газа через отверстие при утечке Gas flow rate through a leakage hole Величина расхода газа через отверстие утечки относительно расхода газа в газопроводе Gas flow rate through a leakage hole as compared to gas flow rate in a pipeline Погрешность обнаружения утечки Error in leakage detection
нм3/час nm3/hour % м m
Утечки с высокой интенсивностью High-intensity leaks
1 3956 1,2 5
Утечки со средней интенсивностью Medium-intensity leaks
2 1329 0,4 5
Утечки с низкой интенсивностью Low-intensity leaks
3 696 0,2 6
4 253 0,1 6
и обработки информации позволили получить предельно высокую чувствительность системы, а также расширить ее функциональные возможности [6, 18].
С 2006 г. ИСМТ успешно используется на трубопроводах с жидкими УВ. За это время она неоднократно демонстрировала более высокую чувствительность и точность обнаружения утечек и несанкционированных врезок при сравнительных испытаниях с другими системами [6]. В табл. 1 приведены данные одного из протоколов таких испытаний.
Положительные отзывы предприятий об использовании инфра-звукового мониторинга на трубопроводах для транспортировки жидких УВ послужили предпосылкой для исследования эффективности инфразвуковой системы мониторинга на газопроводах. В настоящей работе представлены результаты применения ин-фразвукового мониторинга на МГ и изучены основные характеристики системы - чувствительность и точность обнаружения утечек природного газа.
РЕЗУЛЬТАТЫ
В ходе испытаний в рамках опытно-промышленной эксплуатации ИСМТ проверялась реакция системы инфразвукового мониторинга
при формировании утечек природного газа (ПГ) через отверстия с определением основных характеристик - точности определения местоположения утечки и чувствительности (реагирование на различную интенсивность утечки). Испытания выполнялись путем организации сбросов газа (формирование утечки) с различной интенсивностью при давлении в газопроводе 28 атм. и усредненном расходе газа через газопровод
338 000 нм3/ч. Координаты места утечки отображались в линейных и географических координатах на автоматизированном рабочем месте (АРМ) диспетчеров предприятия.
Далее представлены результаты одной из серий выполненных испытаний ИСМТ. Для проверки эффективности ИСМТ в части об -наружения утечки через отверстие выполнено 12 сбросов ПГ по специ -ально разработанной схеме. Время
Таблица 3. Результаты испытаний функции «Обнаружение утечек» с формированием утечки через микротрещину
Table 3. Results of testing of the function «Leak Detection» for leakage through a micro-fracture condition
Расход газа через Величина расхода газа через трещину утечки относительно Погрешность обнаружения утечки Error in leakage detection
№ трещину при утечке Gas flow rate through a leakage fracture расхода газа в газопроводе Gas flow rate through a leakage fracture as compared to gas flow rate in a pipeline
нм3/час % м
nm3/hour m
I Утечки с высокой интенсивностью
| High-intensity leaks
1 3956 1,2 5
I Утечки со средней интенсивностью
Medium-intensity leaks
2 1329 0,4 4
I Утечки с низкой интенсивностью
Low-intensity leaks
3 696 0,2 5
4 253 0,1 5
30 км Основная нитка газопровода 30 km Main gas line
КУ 40 km
Valve station 40 km
ЧХ-
Ду 1000 Точка регистрации ИСМТ
Dn 1000 IMS registration point
72 km 72km
73 км 73km
3 ш
I-Ü
Параллельная нитка газопровода
Точка отбора № 1 Sampling point No. 1
Ду 1000 Dn 1000
КУ
Valve station
СвечаДу150 Stand Dn 150
КУ
Valve station
Точка отбора № 2 Sampling point No. 2
Рис. 2. Схема отбора газа для проверки эффективности ИСМТ в части обнаружения утечки через отверстие на параллельной нитке газопровода Fig. 2. Layout of gas withdrawal to check effectiveness of IMS for leak detection through a hole in a parallel line of gas pipeline
обнаружения утечки определялось как разность между временем, записанным в журнале срабатывания на АРМ, и фактическим временем начала сброса газа. Все сбросы были обнаружены системой в автоматическом режиме и ото -бражены как события «Утечка» на АРМ диспетчеров предприятия
через 2-6 мин после начала сброса. Результаты испытаний представлены в табл. 2.
Из табл. 2 видно, что предел чув -ствительности по интенсивности утечки составил 253 нм3/ч, точность локализации - не более 6 м.
Для проверки эффективности ИСМТ в части обнаружения утечки
через имитатор микротрещины было выполнено 12 сбросов газа по специально разработанной схеме. Время обнаружения утечки определялось как разность между временем, записанным в журнале срабатывания на АРМ, и фактическим временем начала сброса газа. Все сбросы обнаруживались ИСМТ в автоматическом режиме и ото -бражались как события «Утечка» на АРМ диспетчера через 2-6 мин после начала сброса. Результаты испытаний представлены в табл. 3.
Предел чувствительности по интенсивности утечки составил 253 нм3. Точность локализации места утечки составила не более 5 м.
Для проверки эффективности ИСМТ в части обнаружения утечки через отверстие на параллельной нитке газопровода было сделано 6 отборов ПГ на газопроводе-отводе. При этом 3 отбора было через отверстие диаметром 150 мм (точка отбора № 1). Три отбора было сделано через отверстие диаметром 15 мм (точка отбора № 2). Схема отбора газа на параллельной нитке показана на рис. 2.
Время отбора составляло не более 30 с при отборе на точке № 1 и не более 2 с при отборе на точке № 2. Испытания выполнены при давлении в точке отбора 29 атм. Результаты испытаний показали, что ИСМТ обнаружила все сбросы на параллельной нитке и отобразила их как события «Утечка» на АРМ диспетчеров предприятия через 20 с после начала отбора.
При этом необходимо отметить, что параллельная нитка газопровода находилась вне зоны,ограниченной датчиками ИСМТ (все датчики были установлены на основной нитке газопровода). В связи с этим ИСМТ регистрировала только факт утечки на параллельной нитке, без определения линейной координаты ее местоположения. Скорость прохождения инфразвукового сигнала по газопроводу составляла 400 м/с. Расстояние от точки отбора до точки регистрации инфразвукового сигнала - 4 км. Таким образом, интервал времени 20 с между
временем начала отбора и временем регистрации сигнала включал в себя 10 с для прохождения сигнала и 10 с на обработку сигнала и отображение результатов на АРМ диспетчера.
Проведенные испытания показали, что ИСМТ уверенно регистрирует утечки, сформированные на параллельной нитке газопровода как при сбросе через отверстие диаметром 150 мм, так и при сбросе через отверстие диаметром 15 мм.
ОБСУЖДЕНИЕ
Полученные результаты указывают на то, что инфразвуковой мониторинг газопроводов с использованием ИСМТ позволяет регистрировать утечки, в том числе с низкой интенсивностью, составляющие 0,1 % расхода газа в газопроводе, с точностью не хуже 6 м. Требуемая точность для определения утечек на газопроводах с использованием волоконно-оптической системы составляет 10 м [19]. Данных по времени опреде-
ления утечки и по чувствительности для волоконно-оптических систем, применяемых на газопроводах, в литературе не найдено. Информация о применении СОУ или СМТ для газопроводов отсутствует.
Кроме этого, при установке датчиков ИСМТ на основной нитке газопровода инфразвуковой мониторинг позволяет уверенно регистрировать утечки, сформированные на параллельной нитке газопровода.
Полученные результаты подтверждают, что инфразвуковой мониторинг газопроводов с использованием ИСМТ дает возможность оперативно и с высокой чувстви -тельностью фиксировать появление утечек и с необходимой точностью определять их местоположение.
Наряду с результатами других исследований [6, 18] это позволяет рассматривать инфразвуковой мониторинг как техническое решение по контролю утечек для обеспечения безопасности технологиче-
ского процесса транспортирования газообразных или сжиженных углеводородов на участках подземных трубопроводов, а также использовать его для ведения мониторинга технического состояния трубопровода на наиболее опасных участках во исполнение требований Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору [1].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе инфразвукового мониторинга газопроводов с использованием ИСМТ установлено, что обеспечивается обнаружение утечек с выводом информации на АРМ диспетчеров. При этом предел чувствительности по интенсивности утечки, точность локализации утечки и время ее обнаружения соответствуют требованиям нормативной документации, данные по аналогичным характеристикам для других систем отсутствуют.
Использование инфразвукового мониторинга для обнаружения
Продолжается подписка на 2019 год
Успейте оформить на специальных условиях!
ГАЗОВАЯ
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
* мкчю 11И№М и I
Л
* »
АСОГО
ГПИРАЛЫИЛ» ПАРТНЕР
Подробности у менеджеров: +7 (495) 240-54-57 gp@neftegas.info
ГАЗОВАЯ
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
утечек на газопроводах соответствует принципу централизованного управления техногенными рисками эксплуатации газотранспортной системы, а также способствует поддержанию высокого уровня экологической
и промышленной безопасности и надежности на газотранспортном предприятии. Кроме этого, оборудование МГ ИСМТ для ин-фразвукового мониторинга позволяет выполнить как существующие, так и перспективные
(по чувствительности, точности и времени обнаружения утечек) нормативные требования надзорных органов [1] для обеспечения безопасности опасных производственных объектов магистральных трубопроводов. ■
литература
1. Приказ Ростехнадзора от 06.11.2013 № 520 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности. Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ptb72.ru/upload/Prikaz_RTN_ot_06.11.13__520. pdf (дата обращения: 17.06.2019).
2. Годовой отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2015 году. М.: Ростехнадзор, 2015. C. 144-152.
3. Медведев С.С., Лебедев Н.В., Ермолаев А.С. Ликвидация аварийных разливов нефти при авариях на подводных переходах нефтепроводов // Газовая промышленность. 2005. № 2. C. 79-81.
4. Бабков А.В., Попадько В.Е. Системы обнаружения утечек жидкости на магистральных нефтепроводах. Серия: Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности. М.: ИРЦ Газпром, 2002. 41 с.
5. Башкин В.Н., Галиулин Р.В., Галиулина Р.А. Решение проблемы несанкционированных врезок в трубопроводы // Территория НЕФТЕГАЗ. 2011. № 3. C. 60-63.
6. Супрунчик В.В. Неотложные меры для защиты трубопроводов // Химическая техника. 2014. № 8. С. 18-21.
7. Булатов А.Ф. Повышение эффективности автоматизированной системы обнаружения утечек из нефтепродуктопроводов на основе интеллектуальных технологий: дис. ... канд. техн. наук. Уфа, 2015. 235 с.
8. Эксплуатация магистральных нефтепроводов: уч. пос., 2-е изд./под общ. ред. Ю.Д. Земенкова. Тюмень: ТюмГНГУ, 2001. 623 с.
9. Хасенова Д.Ф. Анализ методов обнаружения утечек, применяемых в параметрических СОУ/Д.Ф. Хасенова, В.Г. Крец // VII Всероссийская науч.-техн. конф. «Молодежь и наука». 2012. C. 3.
10. Вайншток С.М. Трубопроводный транспорт нефти: учеб. для вузов. В 2-х т. М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. Т. 2. 621 с.
11. Богданов Е.А. Основы технической диагностики нефтегазового оборудования: уч. пос. для вузов. М.: Высшая школа, 2006. 279 с.
12. 0Р-23.040.00-КТН-361-09. Порядок обследования трассы магистрального нефтепровода при возникновении нештатных ситуаций ОАО «АК «Транснефть». М., 2009. 9 с.
13. Morgan Henrie, Carpenter Philip, R. Edward Nicholas. Including false positives boosts PLDS performance efficiencies // Oil & Gas Journal. 2006. Pp. 56-59.
14. Лаптева Т.И., Мансуров Т.Н. Обнаружение утечек при неустановившемся течении в трубах // Нефтегазовое дело. 2006. № 2. C. 1-15.
15. РД 13-32000-КНТ-544-06. Системы обнаружения утечек на магистральных нефтепроводах [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
16. Geiger G. State of the art in leak detection and localization // Pipeline Technology Conference. Germany, 2006. 25 p.
17. Глушков Э.И., Кизина И.Д., Гайнуллин Д.В., Иванов В.Ю. Опыт ОАО «Нефтеавтоматика» в разработке и внедрении систем обнаружения утечек в трубопроводах // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2011. 4 с.
18. Супрунчик В.В. Безопасность трубопроводного транспорта углеводородов // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2007. № 6. С. 51-54.
19. Временные технические требования к элементам систем мониторинга геотехнического состояния магистральных трубопроводов на базе волоконно-оптических сенсоров. М.: ОАО «Газпром», 2014. 14 c.
references
(1) Order of Rostekhnadzor dd. 6th November 2013 No. 520. On approval of federal norms and rules in the field of industrial safety. Safety rules for hazardous production facilities of trunk pipelines. Available from: http://www.ptb72.ru/upload/Prikaz_RTN_ot_06.11.13__520. pdf [Accessed 17th June 2019]. (In Russian)
(2) Annual activities statement of the Federal Environmental, Industrial and Nuclear Supervision Service. Moscow, Rostekhnadzor. 2015: 144-152. (In Russian)
(3) Medvedev SS, Lebedev NV, Ermolaev AS. Oil spill response in accidents on submerged crossings of offshore oil pipelines. Gas Industry (Gazovaya promyshlennost). 2005; 2: 79-81. (In Russian)
(4) Babkov AV, Popadko VE. Liquid leak detection systems on trunk oil pipelines. Automation, telemetry and association with gas industry. Moscow. Information and advertisement centre of Gazprom. 2002. (In Russian)
(5) Bashkin VN, Galiulin RV, Galiulina RA. Addressing the challenge of illegal pipeline tapping. Oil and Gas Territory (Territorija NEFTEGAZ). 2011; 3: 60-63. (In Russian)
(6) Suprunchik VV. Urgent measures to protect pipelines. Chemical equipment (Khimicheskaya tekhnika). 2014; 8: 18-21. (In Russian)
(7) Bulatov AF. Enhancing efficiency of automated leak detection system on oil product pipelines based on smart technologies. PhD thesis. Ufa. 2015. (In Russian)
(8) Operation of trunk oil pipelines. Teaching guide. 2nd edition. Under the editorship of YuD Zemenkov. Tyumen. TyumGNGU. 2001. (In Russian)
(9) Khasenova DF. Analysis of leak detection methods applied in parametric leak detection systems. DF Khasenova, VG Krets (eds.). VII All-Russian R&D Conference Youth and Science. 2012. (In Russian)
(10) Vainshtok SM. Transmission of oil via pipelines. Textbook for higher institutions. Moscow. Nedra-BusinessCentre. 2004. (In Russian)
(11) Bogdanov EA. Guidelines of technical diagnostics of oil and gas equipment. Textbook for higher institutions. Moscow. Vysshaya shkola. 2006. (In Russian)
(12) OR-23.040.00-KTN-361-09. Guidelines for inspection of the trunk oil pipeline route in case of emergency situations. Transneft. Moscow. 2009. (In Russian)
(13) Morgan Henrie, Carpenter Philip, R. Edward Nicholas. Including false positives boosts PLDS performance efficiencies. Oil & Gas Journal. 2006: 56-59.
(14) Lapteva TI, Mansurov TN. Leak detection for unstable flow in pipelines. Oil and gas engineering (Neftegazovoe delo). 2006; 2: 1-15. (In Russian)
(15) RD 13-32000-KNT-544-06. Leak detection systems on trunk oil pipelines. Restricted access. (In Russian)
(16) Geiger G. State of the art in leak detection and localization. Pipeline Technology Conference. Germany. 2006.
(17) Glushkov EI, Kizina ID, Gajnullin DV, Ivanov VYu. Experience of JSC Nefteavtomatika in development and implementation of leak detection systems in pipelines. Automation, telemetry and association with gas industry. 2011. (In Russian)
(18) Suprunchik VV. Safety of hydrocarbon transmission via pipelines. Mineral resources of Russia. Economics and Management. 2007. 6: 51-54. (In Russian)
(19) Temporary technical requirements for components of trunk pipeline geotechnical state monitoring systems based on fiber-optic sensors. Moscow. Gazprom PJSC 2014. (In Russian)
