CC BY
207
УДК 662.692.4
Выбор метода контроля планово-высотного
положения трубопроводной системы «восточная сибирь - тихий океан» всто-1 на участке нпс 17 - нпс 19
безопасность эксплуатации линейной части трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ТС ВСТО-1) обеспечивается за счет автоматизированного контроля изменения координат планово-высотного положения (ПВП) трубопровода в точках контроля.
Создание автоматизированной системы мониторинга изменения планово-высотного положения (АСМ ПВП) трубопровода ТС ВСТО-1 на участках со сложными геологическими условиями (СГУ) и конструктивными особенностями прокладки требует значительной как технической, так и экономической проработки.
Предмет рассмотрения данной статьи - обоснование создания АСМ ПВП на технологическом участке ТС ВСТО-1 НПС17-НПС19 (2094,22 - 2340,93 км).
На линейной части между НПС17-НПС19 расположены 4 участка Z-образной конфигурации укладки трубопровода и 11 участков L-образной конфигурации укладки трубопровода. Повторная геодезическая привязка устройств для определения планово-высотного положения оси нефтепровода (УОВ), установленных на линейной части нефтепровода, к реперам за исключением УОВ, установленных на участках со сложными геологическими условиями (СГУ) и участками с конструктивными особенностями прокладки нефтепровода (УКОПТ), производится через год после их установки и далее каждые 5 лет, привязка УОВ, установленных на участках с СГУ и с УКОПТ, - два раза в год.
Согласно расчетам по отраслевому регламенту на технологическом участке НПС17-НПС19 должны располагаться 20 УОВ на Z-образных участках; 33 УОВ на L-образных участках и 68 УОВ на сложных геологических условиях (СГУ), всего - 121 УОВ. Протяженность технологического участка НПС17-НПС19 ТС ВСТО-1 составляет 246,71 км, поэтому число УОВ на каждом километре трассы составляет 246 шт. Суммарно на технологическом участке НПС17-НПС19 должно располагаться 367 УОВ.
Создаваемая автоматизированная система мониторинга планово-высотного положения (АСМ ПВП) должна обеспечивать выполнение следующих функций:
• определение изменения координат оси трубопровода в местах установки точек контроля АСМ ПВП в квазинепрерывном режиме.
• сравнение полученных данных с пороговым значением, и информирование оператора об его превышении;
• самодиагностика работоспособности системы и отдельных элементов системы с предоставлением визуализированной информации для оператора;
• представление по запросу оператора информации, хранящейся в базе данных информации в табличном и графическом виде.
Полевое оборудование, используемое в АСМ ПВП, должно соответствовать следующим условиям применения:
• диапазон рабочих температур: от -60 до +50°С;
Ю.В. ЛИСИН, к.т.н., первый вице-президент ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»
E-mail: pipeline@rusoil.net
В статье рассмотрены методы контроля планово-высотного положения (ПВП) трубопроводной системы ТС ВСТО-1 на технологическом участке НПС17-НПС19 при помощи автоматизированной системы мониторинга изменения планово-высотного положения (АСМ ПВП) трубопровода. Представлен сопоставительный технико-экономический анализ геодезического и спутниково-навигационного способов автоматизированного измерения ПВП оси трубопровода.
Ключевые слова: трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан», планово-высотное положение, автоматизированная система мониторинга, геодезический способ, спутниково-навигационный способ.
The article considers the methods of control of planned altitude position of the pipeline system ESPO-1. The article presents a comparative technical and economic analysis of geodetic and satellite-navigation methods of computer-aided measurement campaign-altitude position of the axis of the pipeline.
Keywords: pipeline system «Eastern Siberia - Pacific ocean», automated monitoring system, geodetic method, satellite-navigation method.
транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья № 1 2013
• относительная влажность: (95±3)% при температуре окружающего воздуха 35°С;
• атмосферное давление: от 80 до 106,7 кПа (600 - 800 мм рт.ст.).
• степень защиты: 1Р68;
• напряжение питания: от 12 до 36 В постоянного тока.
• допустимая погрешность измерения ПВП оси трубопровода не более:
• в плане: + 20 мм;
• по высоте: + 20 мм.
Геодезический способ автоматизированного измерения ПВП оси трубопровода. Геодезический способ контроля ПВП относится к контактно-косвенному способу. В роли устройства сопряжения с телом трубопровода выступает не геодезическое оборудование, а УОВ, которое проецирует положение точки оси трубопровода над земной поверхностью. Оснастив УОВ отражателями и используя тахеометр, можно проводить геодезическое измерение положения УОВ (и соответственно оси трубопровода).
Спутниково-навигационный способ автоматизированного измерения ПВП оси трубопровода. Спутниково-навигационный способ контроля ПВП относиться к контактно-косвенному способу. Для определения ПВП оси трубопровода с помощью спутниковой навигации, каждую точку контроля ПВП трубопровода необходимо оборудовать GNSS-приемником и антенной. УОВ в данном способе конструктивно может служить как средство защиты оборудования от внешних воздействий, и входить в состав точки контроля ПВП трубопровода.
Спутниковые навигационные системы позволяют получить координаты с погрешностью измерения порядка 10-15 м (одночастотный режим с одной поправкой), что не соответствует требуемой точности.
Один из основных методов повышения точности определения местонахождения объекта основан на применении радионавигационного принципа
дифференциальных навигационных измерений. Дифференциальный режим DGPS (Differential GPS) позволяет установить координаты с погрешностью до 3 м в динамической навигационной обстановке, менее 1 м — в стационарных условиях.
Дифференциальный режим реализуется с помощью контрольного GPS-приёмника, называемого опорной станцией. Она располагается в пункте с известными координатами, в том же районе, что и основной GNSS-приёмник. Сравнивая известные координаты (полученные в результате прецизионной геодезической съёмки) с измеренными, опорная станция вычисляет поправки, которые передаются потребителям по радиоканалу в заранее оговоренном формате. Аппаратура потребителя принимает от опорной станции дифференциальные поправки и учитывает их при определении местонахождения потребителя. Результаты, полученные с помощью дифференциального метода, в значительной степени зависят от расстояния между объектом и опорной станцией. Применение этого метода наиболее эффективно, когда преобладающими являются систематические ошибки, обусловленные внешними (по отношению к приёмнику) причинами.
Для обеспечения требуемой точности необходимо оборудовать опорные станции (с шагом 50 км), и каждую точку оборудовать GNSS-приемником (365 шт.). Для применения оборудования в жестких температурных условиях от -50°C необходимо использовать термозащитные кожухи.
Для выбора метода контроля планово-высотного положения проведем сопоставительный технико-экономический анализ геодезического и спутниково-навигационного способов автоматизированного измерения ПВП оси трубопровода.
В соответствии с расчетами (таблица) оценочная стоимость геодезической привязки одного УОВ на технологическом участке НПС17-НПС19 составляет 4 200 рублей.
Оценочная стоимость геодезической привязки УОВ на технологическом участке НПС 17-НПС 19
Наименование работ Ед.изм. Кат. сл. Кол. ед. Стоимость ед., руб. Сметная стоимость, руб.
Сбор данных о топо- и геодезической изученности участка работ 1 объект 1 300,00 300,00
Создание съемочного обоснования:
проложение привязочных теодолитных ходов 1 км 2 2,5 1074,00 2685,00
техническое нивелирование (привязка хода) 1 км 2 2,5 362,00 905,00
Планово-высотная привязка точек:
свыше 100 м 1 точка 2 1 127,00 127,00
Исполнительная съемка инженерных коммуникаций:
нивелирование надземных сооружений 1 точка 1 81,00 81,00
Камеральные работы:
оформление исполнительной документации 1 га 2 1 112,00 112,00
Итого 4210,00
транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья № 1 2013
Для экономического расчета геодезического способа автоматизированного измерения ПВП оси трубопровода использовались формулы (1) и (2).
Срок окупаемости оборудования (на СГУ и УКОПТ):
Т.
СГУ и УКОПТ
= Ц/(КСЛ), год,
(1)
где Ц - цена оборудования с обустройством мест установки оборудования, руб.; К - частота измерений, 1/год; С - стоимость одного измерения способом без автоматизации процесса, руб.; N - количество точек измеряемых одной единицей оборудования.
Срок окупаемости оборудования:
Т = [(Ц - С-К^)ДК2- С^] + 1, год, (2)
где Ц - цена оборудования с обустройством мест установки оборудования, руб.; К1 - частота измерений в первый год эксплуатации, 1/год; К2 - частота измерений после первого года эксплуатации, 1/год; С - стоимость одного измерения способом без автоматизации процесса, руб.; N - количество точек измеряемых одной единицей оборудования.
Экономический расчет геодезического способа автоматизированного измерения ПВП оси трубопровода:
Оборудование Стоимость оборудования (одного тахеометра), руб............................. 800000
Стоимость изготовления и монтажа бокса
с утеплением, руб...................... 12800
Изготовление и монтаж бетонной подушки,
руб.................................. 6900
Радиус измерения одного оборудования (в
зоне прямой видимости), м.............. 5000
Максимальное количество измеряемых УОВ
(в зоне прямой видимости), шт........... 11
Периодичность измерения ПВП УОВ, изм./год:
расположенных на СГУ и УКОПТ........ 2
не расположенных на СГУ и УКОПТ (первый год) ............................. 1
не расположенных на СГУ и УКОПТ (после первого года эксплуатации) ............. 0,2
Количество УОВ, шт:
на Z-образных участках ................................5
на Ъ-образных участках ................................3
на СГУ (при длине участка Ъсгу <500 м) . . . . 2 на СГУ (при длине участка 500 м <Ъ
<1000 м)..........................................................3
на СГУ (при длине участка Ъсгу >1000 м) . . . 5 Измерения ПВП геодезическим способом
Стоимость измерения одного объекта, руб. . 4210 Срок окупаемости УОВ, расположенных на СГУ и УКОПТ, лет: при использовании на Z-образных участках 19,47 при использовании на Ъ-образных участках 32,45 при использовании на СГУ (при длине участка Ъсгу<500 м) ................................................48,68
при использовании на СГУ (при длине участка 500 м <Ъ <1000 м)..................................32,45
сгу ' 7
транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья № 1 2013
при использовании на СГУ (при длине участка Ъсгу > 1000 м) 19,47 ри измерения ПВП УОВ, не расположенных на СГУ и УКОПТ....................84,5
В соответствии с постановлением правительства от 1 января 2002 г. «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы» геодезическое оборудование входит в третью группу со сроком полезного использования от 3 до 5 лет.
Расчетный режим работы АСМ ПВП при геодезическом способе: Срок полезного использования оборудования,
лет .................................... 5
Количество измерений за срок полезного использования, изм.: на УОВ, расположенных на СГУ и УКОПТ . . 10 на УОВ, не расположенных на СГУ и УКОПТ 1,8 Стоимость измерения геодезическим способом, руб.:
на УОВ, расположенных на Z-образных
участках ............................. 16394
на УОВ, расположенных на Ъ-образных
участках ............................. 27323,3
на УОВ, расположенных на СГУ (при длине участка Ъ <500 м)..................... 40985
сгу
на УОВ, расположенных на СГУ (при длине
участка 500 м <Ъсгу<1000 м) ............. 27323,3
на УОВ, расположенных на СГУ (при длине участка Ъ >1000 м) ................... 16394
сгу
на УОВ, не расположенных на СГУ и УКОПТ 92095,2 Количество и период измерений с использованием текущего способа измерения ПВП (при аналогичном уровне капиталовложений и сроке полезного использования): количество измерений ПВП на одном УОВ, не расположенных на СГУ и УКОПТ, изм. . . 18 количество измерений ПВП на одном УОВ, расположенных на Z-образных участках,
изм.................................. 39
количество измерений ПВП на одном УОВ, расположенных на Ъ-образных участках, изм. 65 количество измерений ПВП на одном УОВ, расположенных на СГУ (при длине участка
Ъсгу<500 м), изм........................ 97
количество измерений ПВП на одном УОВ, расположенных на СГУ (при длине участка
500 м <Ъсгу<1000 м), изм................. 65
количество измерений ПВП на одном УОВ, расположенных на СГУ (при длине участка
Ъсгу>1000 м), изм...................... 39
периодичность измерения ПВП на УОВ, не расположенных на СГУ и УКОПТ, изм./год 4
периодичность измерения ПВП на УОВ, расположенных на Z-образных участках, изм./год 8 периодичность измерения ПВП на УОВ, расположенных на Ъ-образных участках,
изм./год.............................. 13
периодичность измерения ПВП на УОВ, расположенных на СГУ (при длине участка
Ъсгу<500 м), изм./год.................... 19
периодичность измерения ПВП на УОВ, расположенных на СГУ (при длине участка
500 м <Ъсгу<1000 м), изм./год............. 13
периодичность измерения ПВП на УОВ, расположенных на СГУ (при длине участка Ъсгу>1000 м), изм./год................... 8
Для экономического расчета спутниково-навигационного способа автоматизированного измерения ПВП оси трубопровода использовались формулы (3) и (4).
Срок окупаемости оборудования (на СГУ и УКОПТ):
Т.
СГУ и УКОПТ
= Ц/(К ■ С), год,
(3)
где Ц - цена оборудования, руб.; К - частота измерений, 1/год; С - стоимость одного измерения способом без автоматизации процесса, руб.
Срок окупаемости оборудования:
Т = (Ц - С-К1)/(К2 ■ С), год, (4)
где Ц - цена оборудования, руб.; К1 - частота измерений в первый год эксплуатации, 1/год; К2 - частота измерений после первого года эксплуатации, 1/год; С - стоимость одного измерения способом без автоматизации процесса, руб.
Экономический расчет спутниково-навигационного способа автоматизированного измерения ПВП оси трубопровода: Оборудование
Стоимость оборудования, руб.......... 450000
Периодичность измерения ПВП, изм./год: УОВ, расположенных на СГУ и УКОПТ 2 УОВ, не расположенных на СГУ и УКОПТ (первый год) ....................... 1
УОВ, не расположенных на СГУ и УКОПТ (после первого года эксплуатации)...... 0,2
Количество УОВ, шт.:
на Z-образных участках............................5
на L-образных участках............................3
на СГУ (при длине участка Lcгу<500 м) 2
на СГУ (при длине участка 500 м
<Ь <1000 м) ............................................3
сгу '
на СГУ (при длине участка Lcгу>1000 м) 5
Измерения ПВП геодезическим способом, руб.:
стоимость измерения одного объекта . . . . 4210 Срок окупаемости УОВ, расположенных на СГУ и УКОПТ, год: при использовании на Z-образных участках ............................... 53,44
при использовании на L-образных участках ............................... 53,44
при использовании на СГУ (при длине
участка Lcгу<500 м) ................. 53,44
при использовании на СГУ (при длине
участка 500 м <Ьсгу<1000 м).......... 53,44
при использовании на СГУ (при длине
участка L >1000 м) ................ 53,44
сгу
при измерения ПВП УОВ, не расположенных на СГУ и УКОПТ ............... 530,44
В соответствии с экономическим расчетом спутниково-навигационного способа автоматизированного измерения ПВП оси трубопровода срок окупаемости оборудования, расположенного на участках без конструктивных особенностей прокладки или пересечения со сложными геологическими про-
явлениями, составляет более 53 лет.
В соответствии с постановлением правительства от 1 января 2002 г. «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы» спутниково-навигационное оборудование входит в третью группу со сроком полезного использования от 3 до 5 лет.
Расчетный режим работы АСМ ПВП при спутниково-навигационном способе: Срок полезного использования оборудова- 5
ния, лет ............................
Количество измерений за срок полезного использования, изм.: на УОВ, расположенных на СГУ 10
и УКОПТ ......................... 10
на УОВ, не расположенных на СГУ .. 8
и УКОПТ ......................... 1,8
Стоимость измерения геодезическим способом, руб.:
ПВП на УОВ, расположенных на СГУ
и УКОПТ ........................... 45000
ПВП на УОВ, не расположенных на СГУ
и УКОПТ ........................... 250000
Количество и период измерений с использованием текущего способа измерения ПВП (при аналогичном уровне капиталовложений и сроке полезного использования):
количество измерений ПВП на одном
УОВ за период эксплуатации, раз ...... 107
периодичность измерения ПВП на одном УОВ, изм./год..................... 21
Выводы
В соответствии с экономическим расчетом для обеспечения целесообразности внедрения геодезического способа автоматизированного контроля изменения планово-высотного положения необходимы следующие режимы измерения ПВП:
• на участках без конструктивных особенностей прокладки или пересечения со сложными геологическими проявлениями проводится более 4 измерений в год;
• на участках с СГУ протяженностью менее 500 м
- более 19 измерений в год;
• на участках с Ь-образной конфигурацией прокладки или с СГУ протяженностью от 500 до 1000 м
- более 13 измерений в год;
• на участках с Z-образной конфигурацией прокладки или пересечением с СГУ протяженностью более 1000 м - более 8 измерений в год.
Для обеспечения целесообразности внедрения спутниково-навигационного способа автоматизированного контроля изменения планово-высотного положения необходимо более 21 измерения в год.
Геодезический способ автоматизированного контроля изменения планово-высотного положения является наиболее точным, но и высокозатратным на начальном этапе, со средним сроком окупаемости среди приведенных способов контроля ПВП. Выбор метода контроля ПВП трубопровода определяется возможностями Заказчика.
транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья № 1 2013
