Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 [ 109 ] 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

Рис. 9.17. Схемы определения места повреждения трубопровода:

а - по падению напора; i, и i, - линии гидравлического уклона до и после повреждении трубопровода соответственно; б - по изменению расхода; i~ и i, - линии гидравлического уклона, определенные по количеству откачанного и поступившего на коиечныП пункт нефтепродукта соответственно

Такой метод чаще всего используется для определения наличия уте* чек, так как нахождение поврежденного участка требует значительного числа расходомеров высокого класса точности.

Полные разрывы стыков труб, а также разрывы продольных и спиральных швов определяются по падению напора и увеличению расхода (при центробежных насосах). Если напор до разрыва был Н (рис. 9.17, а), то ему соответствовала линия с гидравлическим уклоном fi. После разрыва трубопровода напор снизился до Я1, теперь ему соответствует линия с гидравлическим уклоном которая наносится на пэофиль трубопровода через точку Я1 параллельно Точка пересечения новой линии гидравлического уклона с линией профиля является наиболее вероятным местом разрыва. Сюда и следует направлять обходчиков или подвижные ремонтные бригады.

Если через разрывы вытекает только часть перекачиваемого нефтепродукта, а остальная поступает на конечный пункт трубопровода, то новая линия гидравлического уклона определяется по количеству откачанного нефтепродукта с головной перекачивающей станции и количеству поступившего нефтепродукта на конечный пункт (рис. 9.17, б). До повреждения трубопровода с головной перекачивающей станции откачивалось Q нефтепродукта и столько же поступало на конечный пункт. После повреждения количество откачанного нефтепродукта Q осталось прежним (при поршневых насосах, работающих при постсянной частоте вращения электропривода) или несколько возросло до С?! (при цетробежных насосах, способных увеличивать свою подачу при уменьшении сопротивления перекачки). Поступление нефтепродукта на конечный пункт в обоих случаях стало меньше откачанного. На профиль наносят линии гидравлических уклонов il и ij. Точка пересечения их указывает наиболее вероятное место повреждения трубопровода.

Один из методов определения мест утечки газа основывается на том, что в этом месте происходит скачок массового расхода. Интегрируя уравнения стационарного движения газа от нуля до лго н от х

до / и сравнивая их, получаем выражение для определения места утечки газа:

(9.1)

где Хд - координата места утечки газа; Мн и Мк - массовые расходы газа в начале и конце расчетного участка; рн и рк - давление в начале и конце участка; р = \6X 2РТ/{лЮ), А,ф - фактический коэффициент гидравлического сопротивления; D - диаметр трубопровода; /-длина расчетного участка.

Зная дисперсии ошибок измерения давления ai и расхода а и считая их некоррелированными, получаем дисперсии определения xi, i - порядковый номер замера параметров режима работы газопровода:

4 / р1+р1

{Ml-Ml) \ Р-

1 -M/-x,)2+M2a2

Считая расчетное значение места утечки газа xi случайной величиной, подчиненной нормальному закону распределения ее среднего значения Xq, и применяя метод максимума правдоподобия, получим оптимальную оценку места утечки:

\ 1=1 /

Метод обнаружения и оценки малой утечки газа с последующей ее локализацией целесообразно основывать на непрерывном автоматическом измерении расхода и давления газа на концах контролируемого участка, используя теорию выделения слабого сигнала из помех большой интенсивности, значительно большей величины полезного сигнала. Тогда обнаружение утечки основано на автоматическом вычислении за интервал наблюдения т отношения расходов газа в начале и конце участка газопровода и сравнении его с заданным порогом. Оценка местоположения утечки газа определяется формулой, аналогичной (9.1):

-pl-pj-AlQl

где Рн, Рк, Q\, Qi - измеряемые давления и расходы газа в течение времени т в начале и конце участка соответственно; Qq - усредненная за время т утечка газа; А - коэффициент пропорциональности между квадратом давлений и расходом газа по участку. Коэффициент А регулярно рассчитывается и усредняется по интервалу т, достаточному для получения необходимой точности.

5 2

rri га

Рис. 9.18. Схема оборудования участка газопровода контрольной аппаратурой:

; - место раз)ыва трубы; 2 - две образо» вавшиеся волны давления; 3 - датчики давления; 4 - усилитель-преобразователь; i - управляющий блок клапана; 6 - клапан-отсека гель

Рис. 9.19. Схема чувствительного элемента датчика давления:

/ - корпус; 2 - входные патрубки; 3 - демпфер; 4 - мембрана

Разработанный метод хорош для квазнстащюнарных режимов газонерекачки. При существуюш,их изменениях режимов транспортировки газа увеличивается время измерения исходных данных, т. е. возрастает время определения места утечки с момента ее возникновения.

Экспериментальная проверка метода была проведена на участке газопровода протяженностью 60,1 км с внутренним диаметром 300 мм. В течение пяти часов непрерывно измерялись расход и давление газа на концах участка. Утечка имитировалась отбором газа с относительной величиной 4 % на седьмом километре трассы. Разработанным способом бы/о определено местоположение отбора - 7,7 км. Относительная логрешность, как видно, составила 10 %. Теоретическая максимальная погрешность равна 12 %. Отсюда видно, что фактическая погрешность определения х лежит в пределах максимально допустимой.

К достоинствам предложенного метода следует отнести практически полное устргнение влияния неточности измерительной аппаратуры на результаты расчетов. Простота его технической реализации, относительно высокая оперативность расчетов позволяют легко автоматизировать процесс обнаружения и поиска малых утечек газа.

Другой способ обнаружения мест утечек газа требует минимума исходной информации: необходимо наличие датчиков давления только в начален кояце контролируемого участка (рис.9.18). Поясним сказанное. В момент местного разрыва трубы образуется ударная волна пониженного давления. От места разрыва х в нротивопо.пожиых направлениях движутся две волны со скоростью с распространения звука в среде. Найдя разность времени прихода волн (/i, на концы контролируемого участка протяженностью /, нетрудно определить местоположение утечки:

где Уср - средняя скорость движения газа. 334