RU101146U1

RU101146U1 - COMBINED HYDROACOUSTIC SYSTEM FOR DETECTION OF OIL PRODUCT PIPELINES

Info

Publication number: RU101146U1
Application number: RU2010129286/28U
Authority: RU
Inventors: Виктор Алексеевич Саенко; Никита Викторович Моисеенко; Ренат Рамилевич Фазилов; Антон Александрович Григорьев
Original assignee: Общество С Ограниченной Ответственностью "Аккорд Эстейт"
Priority date: 2010-07-15
Filing date: 2010-07-15
Publication date: 2011-01-10

Abstract

1. Система обнаружения утечек нефтепродуктопровода, содержащая центральный сервер мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, соединенный в, по меньшей мере, одну информационно-вычислительную локальную сеть с, по меньшей мере, двумя расположенными вдоль нефтепродуктопровода блоками обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе, которые размещены в соответствующих, по меньшей мере, двух пунктах мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, при этом каждый блок обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе содержит контроллер, аналого-цифровой преобразователь, узел фильтрации сигналов, принадлежащие каждому участку нефтепродуктопровода и установленные на нем, по меньшей мере, один датчик избыточного давления, и, по меньшей мере, один гидрофон, расположенный с возможностью контакта с перекачиваемым по нефтепродуктопроводу жидким нефтепродуктом, причем выходы, по меньшей мере, одного датчика избыточного давления и, по меньшей мере, одного гидрофона соединены через узел фильтрации сигналов со входом аналого-цифрового преобразователя, соединенного выходами со входами контроллера, который выполнен с возможностью подключения выходами к, по меньшей мере, одной информационно-вычислительной локальной сети. ! 2. Система по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон выполнены взрывозащищенными. ! 3. Система по п.1, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон выполнены с возможностью подключения к узлам блока обнаружения утечек сигнальными кабелями по схеме с дв� 1. A system for detecting leaks in an oil product pipeline, comprising a central server for monitoring the state of tightness of the oil product pipeline, connected to at least one information and computing local area network with at least two leak detection units located along the oil pipeline in the oil pipeline, which are located in the respective at least two points for monitoring the state of tightness of the oil product pipeline, with each unit detecting leaks in the oil product soda a controller, an analog-to-digital converter, a signal filtering unit belonging to each section of the oil product pipeline and installed on it, at least one gauge pressure sensor, and at least one hydrophone located with the possibility of contact with the liquid oil pumped through the oil pipe, moreover, the outputs of at least one overpressure sensor and at least one hydrophone are connected through a signal filtering node to the input of an analog-to-digital converter, th outputs from the controller inputs, which is connectable to the outputs, at least one data-processing network. ! 2. The system according to claim 1, characterized in that at least one overpressure sensor and at least one hydrophone are made explosion-proof. ! 3. The system according to claim 1, characterized in that at least one overpressure sensor and at least one hydrophone are configured to connect to the nodes of the leak detection unit by signal cables according to the scheme with two

Description

Полезная модель относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано в системах определения места утечки нефтепродуктов в нефтепродуктопроводах, а также определения мест течи и разгерметизации в труднодоступных местах нефтепродуктопроводов.The utility model relates to pipeline transport and can be used in systems for determining the place of leakage of oil products in oil pipelines, as well as determining the places of leaks and depressurization in hard-to-reach places of oil pipelines.

Известны акустические системы обнаружения утечки (СОУ) в трубопроводе, осуществляющие способ обнаружения утечки, включающий прием акустических сигналов от шума течи двумя датчиками, расположенными вдоль трубопровода, преобразование акустических сигналов в электрические сигналы, усиление, фильтрацию, обработку электрических сигналов и определение места течи по разности времен прибытия акустических сигналов к двум датчикам. В частности, известна система обнаружения утечки в трубопроводе, содержащая n измерительных каналов, каждый из которых состоит из последовательно соединенных блока акустических преобразователей, блока усиления, выход которого соединен с первым входом блока фильтрации, блока аналого-цифрового преобразования, а также содержит блок управления (RU 2221230 С1, опуб. 10.01.2004).Known acoustic leak detection systems (SOU) in the pipeline, implementing a leak detection method, comprising receiving acoustic signals from noise leak by two sensors located along the pipeline, converting acoustic signals into electrical signals, amplifying, filtering, processing electrical signals and determining the location of the leak by difference the arrival times of acoustic signals to two sensors. In particular, a piping leak detection system is known, comprising n measuring channels, each of which consists of a series-connected acoustic transducer block, an amplification block, the output of which is connected to the first input of the filtering block, an analog-to-digital conversion block, and also contains a control unit ( RU 2221230 C1, publ. 10.01.2004).

Акустические СОУ имеют ряд недостатков, к ним относятся:Acoustic JMA have a number of disadvantages, these include:

1) Высокий уровень ложных срабатываний при изменении режимов работы нефтепродуктопровода и внешних сейсмоакустических воздействий на трубопровод различного происхождения. Снижение уровня ложных срабатываний достигается за счет загрубения чувствительности СОУ к малым и коротким по времени утечкам, врезкам и отборам продукта.1) A high level of false positives when changing the operating modes of the oil product pipeline and external seismic acoustic effects on the pipeline of various origins. Reducing the level of false positives is achieved due to the coarsening of the sensitivity of the JMA to small and short-time leaks, taps and selections of the product.

2) Снижение чувствительности системы при увеличении объемов перекачки продукта за счет увеличения уровня технологических шумов в трубопроводе.2) Decrease in sensitivity of the system with an increase in pumping volumes of the product due to an increase in the level of technological noise in the pipeline.

3) Низкая точность определения объема утечки (в том числе, несанкционированного отбора продукта).3) Low accuracy of determining the amount of leakage (including unauthorized selection of the product).

4) Точность определения координаты утечки зависит от сорта перекачиваемого продукта (плотности) и его текущей температуры. В расчетах координаты утечки значение скорости распространения звука в трубопроводе есть постоянная величина для конкретного трубопровода и не учитывает текущие значения плотности и температуры перекачиваемого продукта.4) The accuracy of determining the leakage coordinates depends on the type of product being pumped (density) and its current temperature. In calculations of the coordinates of the leak, the value of the speed of sound propagation in the pipeline is a constant value for a particular pipeline and does not take into account the current values of the density and temperature of the pumped product.

Также известны гидравлические СОУ, реализующие способ обнаружения утечки по ударной волне пониженного давления, образующейся в момент местного разрыва трубопровода, при этом место утечки определяют по разности времени прихода указанных волн на концы контролируемого участка трубопровода. Известна система обнаружения утечки, содержащая датчики давления, установленные в начале и конце контролируемого участка трубопровода. К выходу датчика давления последовательно подключены счетчик времени, вычислительный блок, формирователь кода, сумматор, второй вход которого соединен с выходом генератора модулирующего кода, фазовый манипулятор, второй вход которого соединен с выходом генератора высокой частоты, усилитель мощности и передающая антенна. Пункт контроля содержит измерительный канал и два пеленгационных канала (RU 2190152 С1, опуб. 27.09.2002).Hydraulic JMAs are also known that implement a method for detecting leakage from a shock wave of reduced pressure generated at the moment of local rupture of the pipeline, and the place of leakage is determined by the difference in the time of arrival of these waves at the ends of the controlled section of the pipeline. A known leak detection system containing pressure sensors installed at the beginning and end of a monitored section of the pipeline. A time counter, a computing unit, a code generator, an adder, the second input of which is connected to the output of the modulating code generator, a phase manipulator, the second input of which is connected to the output of the high-frequency generator, a power amplifier, and a transmitting antenna, are connected in series to the output of the pressure sensor. The control point contains a measuring channel and two direction finding channels (RU 2190152 C1, publ. 09.27.2002).

Гидравлические СОУ также имеют недостатки:Hydraulic self-propelled guns also have disadvantages:

1) Низкая чувствительность к малым и медленно развивающимся по времени утечкам (несанкционированным отборам) продукта из-за зашумленности сигналов избыточного давления, передаваемых с контрольных пунктов.1) Low sensitivity to small and slowly developing in time leaks (unauthorized withdrawals) of the product due to the noisiness of the overpressure signals transmitted from the control points.

2) Высокий уровень ложных срабатываний при изменении режимов работы нефтепродуктопровода. Снижение уровня ложных срабатываний достигается за счет загрубения чувствительности СОУ, особенно к малым и коротким по времени утечкам, врезкам и отборам продукта.2) A high level of false positives when changing operating modes of the oil product pipeline. Reducing the level of false positives is achieved due to the coarsening of the sensitivity of the JMA, especially to small and short-time leaks, taps and selections of the product.

3) Снижение чувствительности системы при снижении объемов перекачки продукта за счет снижения избыточного давления в трубопроводе.3) Reducing the sensitivity of the system while reducing the volume of pumping of the product by reducing excess pressure in the pipeline.

Техническим результатом, на достижение которого направлена предлагаемая полезная модель, является высокая чувствительность к утечкам, вызванным несанкционированными врезками, малое время детектирования утечки, высокая точность локализации места утечки (врезки), отсутствие ложных сигнализаций об утечке.The technical result, which the proposed utility model is aimed at, is high sensitivity to leaks caused by unauthorized taps, short leak detection time, high accuracy of the location of the leak (tapping), and the absence of false leakage alarms.

Технический результат достигается за счет реализации двух вышеуказанных способов обнаружения утечки в одной системе, интегрированной в существующую инфраструктуру (колодцы КИП (контрольно-измерительных приборов), ПКУ (пункта контроля и управления), связь, SCADA (supervisory control and data acquisition)) системы диспетчерского контроля и управления магистральным нефтепродуктопроводом.The technical result is achieved through the implementation of the two above methods for detecting leaks in one system integrated into the existing infrastructure (instrumentation wells), control room (control and monitoring station), communication, SCADA (supervisory control and data acquisition)) of the dispatch system control and management of the main oil product pipeline.

Указанный технический результат достигается за счет того, что система обнаружения утечек нефтепродуктопровода, содержит центральный сервер мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, соединенный в, по меньшей мере, одну информационно-вычислительную локальную сеть с, по меньшей мере, двумя расположенными вдоль нефтепродуктопровода блоками обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе, которые размещены в соответствующих, по меньшей мере, двух пунктах мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, при этом каждый блок обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе содержит контроллер, аналого-цифровой преобразователь, узел фильтрации сигналов, принадлежащие каждому участку нефтепродуктопровода и установленные на нем, по меньшей мере, один датчик избыточного давления, и, по меньшей мере, один гидрофон, расположенный с возможностью контакта с перекачиваемым по нефтепродуктопроводу жидким нефтепродуктом, причем выходы, по меньшей мере, одного датчика избыточного давления и, по меньшей мере, одного гидрофона соединены через узел фильтрации сигналов со входом аналого-цифрового преобразователя, соединенного выходами со входами контроллера, который выполнен с возможностью подключения выходами к, по меньшей мере, одной информационно-вычислительной локальной сети.The specified technical result is achieved due to the fact that the leak detection system of the oil pipeline contains a central server for monitoring the tightness of the oil pipeline, connected to at least one information and computing local area network with at least two leak detection blocks located on the oil pipeline along the oil pipeline which are located in the respective at least two monitoring points of the state of tightness of the oil product pipeline, while each leak detection unit on an oil product pipeline contains a controller, an analog-to-digital converter, a signal filtering unit, belonging to each section of the oil product pipeline and installed on it, at least one overpressure sensor, and at least one hydrophone located with the possibility of contact with liquid oil pumped through an oil product pipeline, the outputs of at least one overpressure sensor and at least one hydrophone connected through a signal filtering unit fishing with the input of an analog-to-digital converter connected by outputs to the inputs of the controller, which is configured to connect the outputs to at least one information-computing local area network.

Кроме того, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон выполнены взрывозащищенными.In addition, at least one overpressure sensor and at least one hydrophone are explosion-proof.

Кроме того, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон выполнены с возможностью подключения к узлам блока обнаружения утечек сигнальными кабелями по схеме с двойным экранированием через барьеры искробезопасности.In addition, at least one overpressure sensor and at least one hydrophone are configured to be connected to the nodes of the leak detection unit by signal cables according to a double-shielded circuit through intrinsic safety barriers.

Указанный выше технический результат достигается также за счет того, что, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон выполнены с возможностью размещения на монтажной конструкции участка нефтепродуктопровода, представляющей собой Г-образный фитинг диаметром не менее 32 мм.The above technical result is also achieved due to the fact that at least one overpressure sensor and at least one hydrophone are configured to place an oil product section on the mounting structure, which is a L-shaped fitting with a diameter of at least 32 mm.

Кроме того, по меньшей мере, один датчик избыточного давления и, по меньшей мере, один гидрофон выполнены с возможностью размещения на принадлежащем участку нефтепродуктопровода патрубке диаметром не менее 20 мм, соединенном с телом нефтепродуктопровода.In addition, at least one overpressure sensor and at least one hydrophone are arranged to accommodate a pipe with a diameter of at least 20 mm connected to the body of the oil pipeline on a portion of the oil product pipeline that belongs to it.

Кроме того, узел фильтрации сигналов содержит, по меньшей мере, один электрический фильтр, выполненный с возможностью выделения заданного диапазона частот.In addition, the signal filtering unit includes at least one electric filter configured to isolate a predetermined frequency range.

Кроме того, центральный сервер мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода выполнен с возможностью сбора данных, математической обработки данных, поступающих с, по меньшей мере, одного блока обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе, и архивации данных о состоянии герметичности нефтепродуктопровода за последние, по меньшей мере, 6 месяцев и защиты данных от несанкционированного и непреднамеренного воздействия и осуществления функциональной самодиагностики блоков и узлов системы.In addition, the central server for monitoring the condition of the oil product pipeline is configured to collect data, mathematically process data from at least one leak detection unit on the oil product pipeline, and archive data on the tightness of the oil product pipeline for the last at least 6 months and data protection from unauthorized and unintentional impact and the implementation of functional self-diagnosis of blocks and nodes of the system.

Кроме того, контроллер выполнен с возможностью регистрации фронтов волн пониженного или повышенного давления и принятия решения о наличии утечки на соответствующем участке нефтепродуктопровода.In addition, the controller is configured to register wave fronts of low or high pressure and decide on the presence of a leak in the corresponding section of the oil product pipeline.

Указанный выше технический результат достигается за счет того, что, по меньшей мере, два пункта мониторинга состояния герметичности участка нефтепродуктопровода расположены вдоль нефтепродуктопровода на расстоянии 10-30 км друг относительно друга.The above technical result is achieved due to the fact that at least two monitoring points of the state of tightness of the oil product section are located along the oil product pipe at a distance of 10-30 km from each other.

Кроме того, по меньшей мере, один датчик избыточного давления выполнен с возможностью интегрирования сигнала в течение времени, значение которого равно менее 20 мс.In addition, at least one overpressure sensor is configured to integrate the signal over a period of time less than 20 ms.

Кроме того, по меньшей мере, один пункт мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, расположенный вблизи насосной станции снабжен, по меньшей мере, одной группой датчиков избыточного давления и, по меньшей мере, одной группой гидрофонов, которые установлены на удалении от нее на расстоянии, по меньшей мере, 100-300 м, обеспечивающем снижение помеховой гидроакустической составляющей в нефтепродуктопроводе, возникающей при работе агрегатов насосной станции.In addition, at least one point of monitoring the tightness of the oil pipeline located near the pumping station is equipped with at least one group of gauges for overpressure and at least one group of hydrophones that are installed at a distance from at least 100-300 m, which ensures the reduction of the interference hydroacoustic component in the oil product pipeline that occurs during operation of the pump station units.

Сущность полезной модели поясняется на фиг.1, 2, где на фиг.1 показана блок-схема системы обнаружения утечек нефтепродуктопровода, на фиг.2 приведено изображение на экране дисплея центрального сервера мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, которое иллюстрирует текущую ситуацию на нефтепродуктопроводе и способствует принятию решения о наличии утечек.The essence of the utility model is illustrated in figure 1, 2, where figure 1 shows a block diagram of a system for detecting leaks in the oil pipeline, figure 2 shows the image on the screen of the central server for monitoring the state of tightness of the oil pipeline, which illustrates the current situation on the oil pipeline and contributes to the adoption decisions about leaks.

На фиг.1 показаны блоки обнаружения утечки на нефтепродуктопроводе, каждый из которых включает, по меньшей мере, один датчик 1 избыточного давления, по меньшей мере, один гидрофон 2 (акустический датчик), узел 3 фильтрации сигналов, аналого-цифровой преобразователь 4, контроллер 5. При этом узлы 1-5 образуют блок обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе. Также на фиг.1 показаны, по меньшей мере, одна информационно-вычислительная локальная сеть 6 и центральный сервер 7 мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, который может обслуживать несколько локальных сетей 6.Figure 1 shows the blocks for detecting leaks in the oil pipeline, each of which includes at least one gauge 1 overpressure, at least one hydrophone 2 (acoustic sensor), node 3 filtering signals, analog-to-digital Converter 4, controller 5. In this case, the nodes 1-5 form a block for detecting leaks in the oil product pipeline. Figure 1 also shows at least one data-computing local area network 6 and a central server 7 for monitoring the tightness state of the oil product pipeline, which can serve several local area networks 6.

При этом центральный сервер 7 мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода соединен в, по меньшей мере, одну информационно-вычислительную локальную сеть 6с, по меньшей мере, двумя расположенными вдоль нефтепродуктопровода блоками обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе, которые размещены в соответствующих, по меньшей мере, двух пунктах мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода (на фиг.1 не показаны). На каждом участке нефтепродуктопровода установлены, по меньшей мере, один датчик 1 избыточного давления, и, по меньшей мере, один гидрофон 2, расположенный с возможностью контакта с перекачиваемым по нефтепродуктопроводу жидким нефтепродуктом, причем выходы, по меньшей мере, одного датчика 1 избыточного давления и, по меньшей мере, одного гидрофона 2 соединены через узел 3 фильтрации сигналов со входом аналого-цифрового преобразователя 4, соединенного выходами со входами контроллера 5, который выполнен с возможностью подключения выходами к, по меньшей мере, одной информационно-вычислительной локальной сети 6.At the same time, the central server 7 for monitoring the tightness of the oil product pipeline is connected to at least one data-computing local area network 6c with at least two leak detection units located along the oil product pipeline in the oil product pipeline, which are located in the respective at least two monitoring points the tightness state of the oil product pipeline (not shown in FIG. 1). At least one overpressure sensor 1 and at least one hydrophone 2 located with the possibility of contact with the liquid oil pumped through the oil pipeline, each outlet of at least one overpressure sensor 1 and at least one hydrophone 2 is connected via a signal filtering unit 3 to the input of an analog-to-digital converter 4 connected by outputs to the inputs of a controller 5, which is configured to connect outputs to, at least one computer network 6.

Датчики 1 избыточного давления и гидрофоны 2 выполнены взрывозащищенными (см. фиг.3).The overpressure sensors 1 and hydrophones 2 are explosion-proof (see figure 3).

Датчики 1 избыточного давления и гидрофоны 2 выполнены с возможностью подключения к узлам блока обнаружения утечек сигнальными кабелями по схеме с двойным экранированием через барьеры искробезопасности.Overpressure sensors 1 and hydrophones 2 are configured to be connected to the nodes of the leak detection unit by signal cables according to a double-shielded circuit through intrinsic safety barriers.

Датчик 1 избыточного давления и гидрофон 2 выполнены с возможностью размещения на монтажной конструкции участка нефтепродуктопровода, представляющей собой Г-образный фитинг диаметром не менее 32 мм.The overpressure sensor 1 and the hydrophone 2 are configured to place an oil product section on the mounting structure, which is a L-shaped fitting with a diameter of at least 32 mm.

Также датчик 1 избыточного давления и гидрофон 2 выполнены с возможностью размещения на принадлежащем участку нефтепродуктопровода патрубке диаметром не менее 20 мм, соединенном с телом нефтепродуктопровода.Also, the overpressure sensor 1 and the hydrophone 2 are configured to place a pipe with a diameter of at least 20 mm connected to the body of the oil pipeline on a portion of the oil product pipeline that belongs to it.

Узел 3 фильтрации сигналов содержит, по меньшей мере, один электрический фильтр, выполненный с возможностью выделения заданного диапазона частот.The signal filtering unit 3 comprises at least one electric filter configured to isolate a predetermined frequency range.

Центральный сервер 7 мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода выполнен с возможностью сбора данных, математической обработки данных, поступающих с, по меньшей мере, одного блока обнаружения утечек на нефтепродуктопроводе, и архивации данных о состоянии герметичности нефтепродуктопровода за последние, по меньшей мере, 6 месяцев и защиты данных от несанкционированного и непреднамеренного воздействия и осуществления функциональной самодиагностики блоков и узлов системы (см. фиг.2).The central server 7 monitoring the condition of the oil product pipeline is configured to collect data, mathematically process the data coming from at least one unit for detecting leaks in the oil product pipeline, and archive data on the state of the oil pipe leakage for the last at least 6 months and protect data from unauthorized and unintentional impact and the implementation of functional self-diagnosis of blocks and nodes of the system (see figure 2).

Контроллер 5 выполнен с возможностью регистрации фронтов волн пониженного или повышенного давления и принятия решения о наличии утечки на соответствующем участке нефтепродуктопровода.The controller 5 is configured to register wave fronts of reduced or increased pressure and to decide on the presence of leakage in the corresponding section of the oil product pipeline.

По меньшей мере, два пункта мониторинга состояния герметичности участка нефтепродуктопровода расположены вдоль нефтепродуктопровода на расстоянии 10-30 км друг относительно друга (на фиг.1 не показаны).At least two points of monitoring the state of tightness of the oil product pipeline section are located along the oil product pipe at a distance of 10-30 km from each other (not shown in FIG. 1).

По меньшей мере, один датчик 1 избыточного давления выполнен с возможностью интегрирования сигнала в течение времени, значение которого равно менее 20 мс.At least one overpressure sensor 1 is configured to integrate the signal over a period of time less than 20 ms.

По меньшей мере, один пункт мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода, расположенный вблизи насосной станции снабжен, по меньшей мере, одной группой датчиков избыточного давления и, по меньшей мере, одной группой гидрофонов, которые установлены на удалении от нее на расстоянии, по меньшей мере, 100-300 м, обеспечивающем снижение помеховой гидроакустической составляющей в нефтепродуктопроводе, возникающей при работе агрегатов насосной станции (на фиг.1 не показаны).At least one point of monitoring the tightness of the oil product pipeline located near the pumping station is equipped with at least one group of gauges for overpressure and at least one group of hydrophones that are installed at a distance from at least 100 -300 m, which reduces interference hydroacoustic component in the oil pipeline that occurs during operation of the pumping station units (not shown in Fig. 1).

Ниже раскрывается предпочтительный вариант данной системы.The preferred embodiment of this system is disclosed below.

Система обнаружения утечек нефтепродуктопровода функционирует следующим образом. В основе работы системы находится возможность применения двух способов обнаружения утечек основанных на одном и том же гидродинамическом эффекте при истечении продукта (утечки) из области высокого давления в область низкого давления. Первый эффект связан с возникновением и распространением в обе стороны от места утечки акустических волн давления (волнового упругого поля). Второй эффект связан с возникновением и распространением в обе стороны от места утечки отрицательной волны статического (избыточного) давления. При этом происходит обнаружение утечки по волнам нижнего акустического и инфразвукового диапазонов, регистрируемых при помощи гидрофонов, и образующихся во время истечения жидкости из области высокого в область низкого давлений, и распространяющихся в обе стороны от места истечения. При помощи взаимнокорреляционного преобразования сравниваются данные с соседних гидрофонов, и в случае появления утечки на функции взаимной корреляции возникает максимум, по временной координате которого высчитывается координата утечки на местности. Также происходит обнаружение утечки по отрицательной волне давления, регистрируемой при помощи высокочувствительных датчиков избыточного давления, появляющейся одновременно с образованием утечки и распространяющейся в обе стороны по нефтепроводу от места истечения.The oil leak detection system operates as follows. The basis of the system is the possibility of using two methods for detecting leaks based on the same hydrodynamic effect when the product (leak) flows from the high-pressure region to the low-pressure region. The first effect is associated with the occurrence and propagation in both directions of the leak of acoustic pressure waves (elastic wave field). The second effect is associated with the occurrence and propagation of a static (excess) pressure on the negative side of the leak of the negative wave. In this case, leakage is detected along the waves of the lower acoustic and infrasonic ranges recorded using hydrophones and generated during the flow of fluid from the high to low pressure regions, and propagating in both directions from the outlet. Using a cross-correlation transformation, data from neighboring hydrophones are compared, and in the event of a leak on the cross-correlation function, a maximum arises, according to the time coordinate of which the leak coordinate on the ground is calculated. A leak is also detected by a negative pressure wave, recorded using highly sensitive overpressure sensors, which appears simultaneously with the formation of a leak and spreads in both directions along the pipeline from the point of discharge.

Таким образом, система работает за счет комплексирования двух физически разных методов обнаружения утечек:Thus, the system works by combining two physically different methods for detecting leaks:

- метода отрицательных ударных волн давления, регистрируемых при помощи датчиков избыточного давления, установленных на фитинге длиной не более 0,5 м и диаметром не менее 20 мм, обладающих малым временем интегрирования (менее 20 мс). Их появлением сопровождается процесс образования утечек. За счет малого времени интегрирования и соответствующей установки на магистральный нефтепродуктопровод, удается регистрировать изменения давления с частотой до 50 Гц. Это позволяет с максимальной точностью выделить начало фронта пониженного давления во время образования утечки. При этом координата утечки определяется по разнице времен прихода отрицательных волн давления на ближайшие пункты мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода;- the method of negative pressure shock waves recorded using gauges of excessive pressure installed on the fitting with a length of not more than 0.5 m and a diameter of not less than 20 mm, having a short integration time (less than 20 ms). Their appearance is accompanied by the process of leakage. Due to the short integration time and the corresponding installation on the main oil product pipeline, it is possible to register pressure changes with a frequency of up to 50 Hz. This makes it possible to isolate with maximum accuracy the beginning of the low pressure front during leakage. In this case, the leakage coordinate is determined by the difference in the times of arrival of negative pressure waves at the nearest monitoring points of the oil tightness pipeline;

- гидроакустического метода, основанного на регистрации волнового упругого поля при помощи преобразователей переменной составляющей давления (гидрофонов 2), установленных в непосредственном контакте с перекачиваемой жидкостью. Координаты утечки при этом определяются по формуле- the hydroacoustic method based on the registration of an elastic wave field using transducers of a variable pressure component (hydrophones 2) installed in direct contact with the pumped liquid. The leakage coordinates are determined by the formula

где L - координата утечки, D - расстояние между соседними гидрофонами, V - скорость волны, t - временная задержка прихода волны между соседними участками. Для поиска значения времени вычисляется взаимнокорреляционная функция двух процессов регистрации данных, происходящих в двух гидрофонах 2. Максимум данной функции возникает при наличии утечки на участке, где осуществляется мониторинг, и по своей величине соответствует значению искомого времени t задержки волны.where L is the leakage coordinate, D is the distance between neighboring hydrophones, V is the wave velocity, t is the time delay of the arrival of the wave between neighboring sections. To search for the time value, the cross-correlation function of two data recording processes occurring in two hydrophones is calculated 2. The maximum of this function occurs when there is a leak in the area where monitoring is carried out, and in its value corresponds to the value of the desired wave delay time t.

Данные с первичных преобразователей (датчики 1 и 2) взрывозащищенного исполнения поступают в контроллер 5. Перед этим они проходят первичную обработку, аналого-цифровое преобразование, подготовку к транспортированию по электронным цепям (см. фиг.1).The data from the primary converters (sensors 1 and 2) of explosion-proof execution are sent to the controller 5. Before that, they undergo primary processing, analog-to-digital conversion, preparation for transportation by electronic circuits (see figure 1).

Данные со всех контроллеров 5 поступают на центральный сервер 7, где они подвергаются последующему дешифрированию, обработке, архивации. При этом в сервере 7 установлена программа, обеспечивающая математическую обработку всех входящих сигналов, принятие решений о наличии/отсутствии утечки, диагностику подключенного оборудования. После обработки информация может отображаться на подключенном дисплее или передаваться в систему диспетчерского контроля и управления (СДКУ) по соответствующему интерфейсу. Центральный сервер 7 является основным вычислительным центром системы, включающей в себя как минимум:Data from all controllers 5 are sent to a central server 7, where they are subjected to subsequent decryption, processing, and archiving. At the same time, a program is installed in server 7 that provides mathematical processing of all incoming signals, making decisions about the presence / absence of a leak, and diagnosing connected equipment. After processing, information can be displayed on the connected display or transmitted to the supervisory control and management system (SDKU) via the corresponding interface. Central server 7 is the main computing center of the system, which includes at least:

- первичные преобразователи (датчики) взрывозащищенного исполнения, установленные на нефтепродуктопроводе, соединенные экранированным кабелем со шкафом пункта мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода;- primary transducers (sensors) of explosion-proof design installed on the oil pipeline connected by a shielded cable to the cabinet of the monitoring station for the state of tightness of the oil pipeline;

- шкаф пункта мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода всепогодного или внутреннего исполнения, устанавливаемый на удалении до 300 м от первичных преобразователей, оборудованный, как минимум, сертифицированными блоками искрозащиты, устройствами защиты от импульсных перенапряжений, контроллером, резервированным источником питания;- a cabinet for monitoring the tightness of the oil product pipeline of all-weather or internal design, installed at a distance of up to 300 m from the primary converters, equipped with at least certified spark protection units, surge protection devices, a controller, and a redundant power supply;

- системой связи, обеспечивающей передачу всех необходимых данных между контроллерами 5 и центральным сервером 7;- a communication system that ensures the transfer of all necessary data between the controllers 5 and the central server 7;

- центральным сервером 7 мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровода;- the central server 7 monitoring the state of tightness of the oil product pipeline;

- программного обеспечения (ПО), обрабатывающего исходные данные.- software (software) that processes the source data.

Центральный сервер 7 (вычислительный модуль) в наилучшем варианте исполнения включает базу текущих параметров системы, систему ограничения доступа к прикладному ПО и архивам, синхронизацию времени по всем контроллерам, обмен данными с СДКУ, хранение базы событий за последние 6 месяцев, возможность функциональной самодиагностики.The central server 7 (computing module) in the best version includes a database of current system parameters, a system for restricting access to application software and archives, time synchronization for all controllers, data exchange with SDKU, storage of the event database for the last 6 months, the possibility of functional self-diagnosis.

Система обнаружения утечек нефтепродуктопровода включает в себя первичные преобразователи (датчик 1 избыточного давления, гидрофоны 2), установленные на нефтепродуктопроводе, сигнальные кабели от первичных преобразователей до пунктов мониторинга состояния герметичности нефтепродуктопровод, линии связи, обеспечивающие транспорт данных между контроллерами 5 и центральным сервером 7.The system for detecting leaks in the oil product pipeline includes primary converters (gauge 1 overpressure, hydrophones 2) installed on the oil pipeline, signal cables from the primary converters to monitoring points for the tightness of the oil product pipeline, communication lines that provide data transport between controllers 5 and the central server 7.

Работа системы обнаружения утечек нефтепродуктопровода происходит следующим образом.The operation of the oil leak detection system is as follows.

Датчики 1 избыточного давления и гидрофоны 2, установленные на патрубке диаметром не менее 20 мм, соединенном с телом магистрального нефтепродуктопровода, преобразуют гидравлическое и гидроакустическое давления в пропорциональный электрический сигнал.Overpressure sensors 1 and hydrophones 2 mounted on a nozzle with a diameter of at least 20 mm connected to the body of the main oil product pipeline convert hydraulic and hydroacoustic pressure into a proportional electrical signal.

Соответствующие контроллеры 5, установленные в шкафах пунктов мониторинга, соединенные с датчиками 1 избыточного давления и гидрофонами 2 при помощи экранированного сигнального кабеля, опрашивают первичные преобразователи с частотой не менее 2,5 кГц. При этом перед входами в контроллеры 5 установлены электрические фильтры, образующие узел 3 фильтрации и позволяющие выделить нужный диапазон частот до аналого-цифрового преобразования. Затем производится аналого-цифровое преобразование полученных сигналов и подготавливаются данные для транспортирования, включая метки времени с точностью не хуже 0,1 мс.The corresponding controllers 5, installed in the cabinets of the monitoring points, connected to gauges 1 of overpressure and hydrophones 2 using a shielded signal cable, interrogate the primary converters with a frequency of at least 2.5 kHz. At the same time, electric filters are installed in front of the entrances to the controllers 5, forming a filtering unit 3 and allowing to select the desired frequency range before analog-digital conversion. Then, analog-to-digital conversion of the received signals is performed and data for transportation are prepared, including time stamps with an accuracy of no worse than 0.1 ms.

После этого предварительно обработанные сигналы поступают в контроллер 5, соответствующий определенному участку нефтепродуктопровода, мониторинг которого осуществляется в режиме текущего времени. Контроллеры 5 устанавливаются в шкаф и размещаются в существующих блок-контейнерах на линейной части нефтепродуктопровода. Контроллеры осуществляют предварительную обработку сигналов акустического и избыточного давлений и обеспечивают единую синхронизацию данных по GPS приемнику. Передача цифровых данных на верхний уровень системы обеспечивается по каналам существующей технологической связи трубопровода. На верхнем уровне передаваемые данные с контроллеров 5 записываются, накапливаются и хранятся. Обработка поступивших данных осуществляется одновременно двумя группами алгоритмов по каждому типу данных (акустическое и статическое давления). Каждая группа алгоритмов имеет несколько (два и более) алгоритмов детектирования утечки. Все значимые функции и результаты работы системы интегрируются в существующую систему диспетчерского контроля и управления (СДКУ, SCADA).After that, the pre-processed signals are sent to the controller 5, which corresponds to a certain section of the oil product pipeline, which is monitored in the current time mode. The controllers 5 are installed in a cabinet and placed in existing block containers on the linear part of the oil pipeline. The controllers carry out preliminary processing of acoustic and overpressure signals and provide unified data synchronization via a GPS receiver. The transmission of digital data to the upper level of the system is ensured through the channels of the existing technological communication of the pipeline. At the upper level, the transmitted data from the controllers 5 are recorded, accumulated and stored. Processing of the received data is carried out simultaneously by two groups of algorithms for each type of data (acoustic and static pressure). Each group of algorithms has several (two or more) leak detection algorithms. All significant functions and results of the system are integrated into the existing system of supervisory control and management (SDKU, SCADA).

Реализация в составе системы функций измерения фактической скорости звука по корреляции шумов насоса обеспечивает точность определения координаты утечки по обоим способам вне зависимости от сорта и текущей температуры перекачиваемого продукта.Implementation of the system of functions for measuring the actual speed of sound by correlating pump noise ensures the accuracy of determining the leakage coordinates for both methods, regardless of the type and current temperature of the pumped product.

В канале передачи данных применяется потоковый, а не «опрос-ответ» протокол передачи данных типа «up-stream». Это решение обеспечивает непрерывность поступления и анализа данных на верхнем уровне в реальном масштабе времени и исключает возможную потерю данных и искажений в выходных данных алгоритмов детектирования утечки.In the data transmission channel, a streaming rather than a “polling-response” data protocol of the “up-stream” type is used. This solution ensures the continuous supply and analysis of data at the upper level in real time and eliminates the possible loss of data and distortions in the output of leak detection algorithms.

Для регистрации и преобразования в электрический сигнал статических волн давления применяется импульсный, с малой постоянной времени отклика (1 мск) датчик статического (избыточного) давления, что обеспечивает выделение спектральных составляющих сигнала давления и позволяет детектировать малые и медленно развивающиеся утечки.For registration and conversion of static pressure waves into an electrical signal, a pulsed, with a small response time constant (1 MSK) static (excess) pressure sensor is used, which ensures the separation of the spectral components of the pressure signal and allows the detection of small and slowly developing leaks.

Применение единой жесткой монтажной конструкции для установки группы акустического и статического датчиков давления (фиг.3) позволяет в разы снизить уровень резонансных шумов при измерениях статического давления.The use of a single rigid mounting structure for installing a group of acoustic and static pressure sensors (Fig. 3) allows to significantly reduce the level of resonant noise when measuring static pressure.

На основе технических решений по потоковой передачи данных и измерения фактической скорости звука в транспортируемой среде в системе реализованы алгоритмы анализа и идентификации волновых процессов в трубопроводе. Это комплексное техническое решение позволило исключить ложные срабатывания системы при технологических переключениях и переходных процессах.Based on technical solutions for streaming data and measuring the actual speed of sound in a transported medium, the system implements algorithms for the analysis and identification of wave processes in a pipeline. This complex technical solution made it possible to eliminate false alarms of the system during technological switching and transient processes.

Сигнализация утечки на контролируемом участке формируется на основе отфильтрованных данных детектирования утечки по двум способам (методам). Как минимум 3 из 4-х признаков наличия утечки по двум способам должны показать утечку. Этим достигается высокая точность и достоверность функционирования данной системы обнаружения утечек.A leak alarm in a controlled area is formed on the basis of filtered leak detection data using two methods. At least 3 out of 4 signs of a leak in two ways should show a leak. This ensures high accuracy and reliability of the operation of this leak detection system.

Благодаря применению датчиков давления с постоянной времени менее 20 мс, а также минимизации электрических наводок на регистрируемую аппаратуру и сигнальные линии, удается существенно повысить точность и достоверность результатов, полученных при функционировании данной системы обнаружения утечек.Thanks to the use of pressure sensors with a time constant of less than 20 ms, as well as the minimization of electrical interference to the registered equipment and signal lines, it is possible to significantly increase the accuracy and reliability of the results obtained during the operation of this leak detection system.

Данные с контроллеров 5 передаются на контроллеры 5 соседних участков, где происходит предварительная обработка сигналов: расчет взаимнокорреляционной функции между соседними участками, сравнение данных с датчиков 1 избыточного давления, выделение фронтов пониженных/повышенных давлений, принятие предварительного решения о наличии/отсутствии утечки.Data from controllers 5 are transmitted to controllers 5 of neighboring sections where signal preprocessing takes place: calculation of the inter-correlation function between neighboring sections, comparison of data from gauges 1 of overpressure, identification of low / high pressure fronts, preliminary decision on the presence / absence of leakage.

Данные со всех контроллеров 5 собираются на центральном сервере 7 посредством локальной сети 6, где происходит основная математическая обработка: расчет корреляционных функций по всему участку, обработка данных давления, построение трендов, работа программы-обнаружителя, работа блока принятия решения о наличии/отсутствии утечки. Полученные результаты либо передаются по интерфейсу на существующую SCADA-систему, либо отображаются в виде мнемосхем, трендов, журналов событий на дисплее монитора оператора, который имеет возможность в ручном режиме проверить все принятые в автоматическом режиме события.Data from all the controllers 5 is collected on the central server 7 through the local network 6, where the basic mathematical processing takes place: calculation of correlation functions throughout the section, pressure data processing, trending, operation of the detector program, operation of the decision block on the presence / absence of leakage. The results are either transmitted via the interface to the existing SCADA system, or displayed in the form of mnemonic diagrams, trends, event logs on the operator’s monitor display, which has the ability to manually check all events received in automatic mode.

Центральный сервер 7 в наилучшем варианте исполнения имеет функции сбора информации, обработки данных отдельно по гидравлическому и гидроакустическому каналам, ведение журналов событий, ведение архивов событий за последние 6 месяцев, регламентирование по паролям доступа к прикладному программному обеспечению, регламентирование по паролям доступа к базам данных и информационным массивам, защиту информации от несанкционированного и непреднамеренного воздействия, защиту от прямого редактирования данных, функциональную самодиагностику системы, обмен с сервером СДКУ посредством соответствующей технологии (OPC, XML или TASE.2) для получения значений технологических параметров о состоянии технологического оборудования нефтепродуктопровода и передачи информации о зарегистрированной утечке, синхронизацию системного времени контроллеров 5 и сервера 7 от источника точного времени, с точностью не хуже 0,1 с.The central server 7 in the best version has the functions of collecting information, processing data separately through the hydraulic and hydroacoustic channels, maintaining event logs, maintaining event archives for the last 6 months, regulating access passwords for application software, regulating access passwords for databases and information arrays, protection of information from unauthorized and unintentional impact, protection from direct data editing, functional self-diagnosis at the system, exchange with the SDKU server by means of appropriate technology (OPC, XML or TASE.2) to obtain the values of technological parameters about the state of the technological equipment of the oil product pipeline and transmit information about the registered leak, synchronization of the system time of controllers 5 and server 7 from the exact time source, s accuracy not worse than 0.1 s.

Данная полезная модель является проектно поставляемой системой и устанавливается на конкретный трубопровод в соответствии с проектными решениями (рабочим проектом привязки). Рабочий проект привязки разрабатывается в соответствии задания на проектирование и ТУ 4389-001-97243614-09 «Комбинированная гидроакустическая система обнаружения утечек трубопроводов. Технические условия». В соответствии с рабочим проектом привязки система устанавливается на: сегменте трубопровода от одного контролируемого пункта (КП) до следующего КП линейной части; участке трубопровода от одной нефтеперекачивающей станции (НПС) до следующей по ходу перекачки НПС и на всех участках магистрального нефтепродуктопровода. Конфигурация устанавливаемой системы может быть как «автономная система» с собственной инфраструктурой связи, колодцев и размещения контроллеров 5,так и в составе существующих или вновь создаваемых систем диспетчерского контроля и управления.This utility model is a project-supplied system and is installed on a specific pipeline in accordance with design decisions (working draft binding). The binding design project is being developed in accordance with the design assignment and TU 4389-001-97243614-09 “Combined sonar system for detecting pipeline leaks. Technical conditions. " In accordance with the binding design project, the system is installed on: a pipeline segment from one controlled point (KP) to the next KP of the linear part; a section of the pipeline from one oil pumping station (PS) to the next along the pumping station and in all sections of the main oil product pipeline. The configuration of the installed system can be either an “autonomous system” with its own communication infrastructure, wells and controllers 5, or as part of existing or newly created systems of supervisory control and management.

Для защиты всего магистрального нефтепродуктопровода (МН), состоящего из нескольких участков МЫ, устанавливается несколько (по количеству участков МН) систем.To protect the entire main oil product pipeline (MP), which consists of several sections of WE, several (in terms of the number of sections of MP) systems are installed.

Применяемые первичные преобразователи акустического и статического давлений (датчики 1 и 2) должны иметь вид взрывозащищенного исполнения - «искробезопасная электрическая цепь» маркировка взрывозащиты Exi. Первичные преобразователи устанавливаются на монтажную конструкцию, представляющую собой Г-образный фитинг диаметром не менее 32 мм, установленный на трубопровод.The applied acoustic and static pressure transducers (sensors 1 and 2) must have the type of explosion-proof design - “intrinsically safe electrical circuit” Exi explosion-proof marking. The primary converters are installed on the mounting structure, which is a L-shaped fitting with a diameter of at least 32 mm, mounted on the pipeline.

Контроллеры 5 (фиг.1) устанавливаются в соответствующих шкафах и подключаются к IP-связанной сети передачи данных по Ethernet интерфейсу информационно-вычислительной локальной сети 6.The controllers 5 (figure 1) are installed in the appropriate cabinets and connected to the IP-connected data network via the Ethernet interface of the computer information network 6.

Преобразователи акустического и статического давлений (датчики 1 и 2) подключаются к контроллерам 5 сигнальным кабелем по схеме с двойным экранированием через барьеры искробезопасности. Двойное экранирование необходимо для исключения наводок от промышленной сети и станций катодной защиты. Контроллеры 5 с учетом осуществленных аналого-цифровом преобразовании, цифровой фильтрации обеспечивают буферизацию, временную синхронизацию и передачу данных сигналов с первичных преобразователей на верхний уровень системы.Acoustic and static pressure transducers (sensors 1 and 2) are connected to the controllers 5 by a signal cable according to the scheme with double shielding through intrinsic safety barriers. Double shielding is necessary to avoid interference from the industrial network and cathodic protection stations. The controllers 5, taking into account the performed analog-to-digital conversion, digital filtering, provide buffering, time synchronization and transmission of signal data from the primary converters to the upper level of the system.

Данные текущих значений акустического и статического давлений со всех контроллеров 5 принимаются сервером 7 верхнего уровня. На верхнем уровне системы обеспечивается основная математическая обработка данных, поступивших с контроллеров 5 в реальном масштабе времени: расчет корреляционных функций по всему участку, обработка данных давления, построение трендов, работа программы-обнаружителя, работа блока принятия решения о наличии/отсутствии утечки. Полученные результаты либо передаются по интерфейсу на существующую SCADA-систему, либо отображаются в виде мнемосхем, трендов, журналов событий на экране монитора сервера 7 - АРМ оператора, который имеет возможность в ручном режиме проверить все принятые в автоматическом режиме события.Data of the current values of acoustic and static pressures from all controllers 5 are received by the server 7 of the upper level. At the upper level of the system, the basic mathematical processing of data received from controllers 5 in real time is provided: calculation of correlation functions throughout the section, pressure data processing, trending, operation of the detector program, operation of the decision block on the presence / absence of leakage. The results are either transmitted via the interface to the existing SCADA system, or displayed in the form of mnemonic diagrams, trends, and event logs on the monitor screen of server 7 — the operator’s workstation, which has the ability to manually check all events received in automatic mode.

При осуществлении тестирования предлагаемой системы обнаружения утечек нефтепродуктопровода получены следующие результаты:When testing the proposed oil leak detection system, the following results were obtained:

Для режима с остановленной перекачкой:For pump stopped mode:

- Время обнаружения - не более 40 сек.- Detection time - no more than 40 sec.

- Минимальный расход утечки - 0,6 м³/час (размер отверстия 2-3 мм);- Minimum leakage rate - 0.6 m ³ / h (hole size 2-3 mm);

- Точность определения координаты - ±30 м- The accuracy of determining the coordinates - ± 30 m

Для стационарного режима работы нефтепровода:For stationary operation of the pipeline:

- Время обнаружения - не более 90 сек;- Detection time - no more than 90 seconds;

- Минимальный расход утечки - 3 м³/час (размер отверстия 5,5 мм);- Minimum leakage rate - 3 m ³ / h (hole size 5.5 mm);

- Точность определения координаты - не хуже ±90 м (зависит от уровня технологических шумов защищаемого участка трубопровода).- The accuracy of determining the coordinate is not worse than ± 90 m (depends on the level of technological noise of the protected section of the pipeline).

Дополнительно к основной функции мониторинга ударов и утечек, в данной системе реализована функция сопровождения средств очистки и диагностики в реальном масштабе времени.In addition to the main function of shock and leak monitoring, this system implements the function of tracking cleaning and diagnostic tools in real time.

Claims

1. A system for detecting leaks in an oil product pipeline, comprising a central server for monitoring the state of tightness of the oil product pipeline, connected to at least one information and computing local area network with at least two leak detection units located along the oil pipeline in the oil pipeline, which are located in the respective at least two points for monitoring the state of tightness of the oil product pipeline, with each unit detecting leaks in the oil product soda a controller, an analog-to-digital converter, a signal filtering unit belonging to each section of the oil product pipeline and installed on it, at least one gauge pressure sensor, and at least one hydrophone located with the possibility of contact with the liquid oil pumped through the oil pipe, moreover, the outputs of at least one overpressure sensor and at least one hydrophone are connected through a signal filtering node to the input of an analog-to-digital converter, th outputs from the controller inputs, which is connectable to the outputs, at least one data-processing network.

2. The system according to claim 1, characterized in that at least one overpressure sensor and at least one hydrophone are made explosion-proof.

3. The system according to claim 1, characterized in that at least one overpressure sensor and at least one hydrophone are configured to be connected to the nodes of the leak detection unit by signal cables according to a double-shielded circuit through intrinsic safety barriers.

4. The system according to claim 1, characterized in that at least one overpressure sensor and at least one hydrophone are arranged to place an oil product section on the mounting structure, which is an L-shaped fitting with a diameter of at least 32 mm .

5. The system according to claim 1, characterized in that at least one overpressure sensor and at least one hydrophone are configured to place a pipe with a diameter of at least 20 mm connected to the body of the oil pipeline on an oil pipeline section.

6. The system according to claim 1, characterized in that the signal filtering unit comprises at least one electric filter configured to isolate a predetermined frequency range.

7. The system according to claim 1, characterized in that the central server for monitoring the state of tightness of the oil pipeline is configured to collect data, mathematically process data from at least one leak detection unit on the oil pipeline, and archive data on the state of tightness of the oil pipeline for the last at least 6 months and protecting data from unauthorized and unintentional impact and the implementation of functional self-diagnosis of blocks and nodes of the system.

8. The system according to claim 1, characterized in that the controller is configured to register wave fronts of low or high pressure and decide on the presence of a leak in the corresponding section of the oil product pipeline.

9. The system according to claim 1, characterized in that at least two points for monitoring the state of tightness of the oil product section are located along the oil product pipe at a distance of 10-30 km relative to each other.

10. The system according to claim 1, characterized in that at least one overpressure sensor is configured to integrate the signal over time, the value of which is less than 20 ms.

11. The system according to claim 1, characterized in that at least one point for monitoring the tightness of the oil product pipeline, located near the pump station, is equipped with at least one group of gauges for overpressure and at least one group of hydrophones, which are installed at a distance from it at a distance of at least 100-300 m, which ensures the reduction of the interference hydroacoustic component in the oil product pipeline that occurs during operation of the pump station units.