СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МОМЕНТА И МЕСТА УТЕЧКИ ГАЗА ИЗ ТРУБОПРОВОДА Российский патент 2004 года по МПК F17D5/02 G01M3/00 

Изобретение относится к дистанционному контролю состояния и защиты магистрального газопровода от утечек газа и может быть использовано при создании автоматизированных систем управления транспортом газа и других продуктов.

Известен способ визуального контроля состояния линейной части трубопровода, заключающийся в периодическом осмотре земли вдоль трассы с целью выявления утечек [1]. Но этот способ весьма трудоемок и не всегда осуществим из-за климатических и природных условий.

Известен способ обнаружения утечек, связанный с пропуском по трубопроводу различных регистрирующих приборов [2]. Недостатки способа - сложность аппаратуры и необходимость в специальном оборудовании трубопровода.

Известен способ обнаружения утечек, основанный на регистрации шумов, возникающих в местах утечки перекачиваемого продукта [3]. Применение этого способа требует оборудования трубопровода большим количеством дорогостоящей аппаратуры в связи с маленьким радиусом действия чувствительности датчиков.

Наиболее близким техническим решением, выбранным в качестве прототипа, является способ обнаружения утечки, сущность которого заключается в том, что на противоположных концах контролируемого участка трубопровода на произвольном участке один от другого устанавливают по два датчика, чувствительных к воздействию волн давления, возникающих в обе стороны от места повреждения утечки трубопровода [4].

Однако этот способ имеет следующий недостаток: при его реализации не учитывается такой факт, что скорость звука в любых газах или иных средах зависит от температуры окружающей среды и самого потока перекачиваемого продукта. Поэтому при использовании этого способа недостаточно точно происходит обнаружение момента и места утечки, ее локализация и как следствие не обеспечивается надежная работа магистрального трубопровода.

Задача изобретения - обеспечение сокращения потерь перекачиваемого продукта и вредного воздействия на окружающую среду.

Поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении надежности работы магистрального трубопровода за счет увеличения точности обнаружения и локализации утечек из него.

Указанный технический результат достигается тем, что по предлагаемому способу скорость распространения акустических волн давления определяют в момент повреждения в двух сечениях трубопровода, где устанавливают по два акустических датчика на произвольном равном расстоянии один от другого, чувствительных к действию волн давления, возникающих в обе стороны от места повреждения трубопровода. Для термокомпенсации на обоих концах участка трубопровода устанавливают по два датчика температуры для определения температуры перекачиваемого продукта и температуры грунта на глубине укладки трубопровода, так как скорость звука в любом газе связана с температурой соотношением [5]

где β - температурный коэффициент, постоянный для данного газа;

Θ_ABC - абсолютная температура газа, К.

Момент повреждения трубопровода определяют по времени срабатывания того датчика, до которого одна из волн давления дойдет быстрее. Затем измеряют время прохождения волнами давления расстояния между датчиками, расположенными на концах контролируемого участка, и запаздывание во времени прихода волн давлений к любым из двух датчиков, расположенных на противоположных концах трубопровода, после чего по измеренным интервалам времени и известным длинам участков между датчиками определяют расстояние от начала или конца контролируемого участка до места повреждения, а по информации температурных датчиков осуществляют коррекцию этого расстояния.

Заявляемый способ отличается тем, что кроме акустических датчиков, предназначенных для измерения скорости распространения волн давления, устанавливают датчики температуры перекачиваемой среды как в начале, так и конце трубопровода, и датчики температуры грунта на глубине укладки трубопровода.

Способ поясняется чертежом, на котором представлена система определения момента и места утечки газа из трубопровода.

В начале и конце линейного участка газопровода 1 между компрессорными станциями 2 устанавливают по два акустических датчика 9, датчик температуры природного газа и датчик температуры грунта на глубине прохождения трубопровода. Сигналы от всех датчиков поступают на входы управляющего контроллера 5, который согласно полученной информации осуществляет управление режимом работы технологических аппаратов станции охлаждения газа 4, расположенной после компрессорного цеха 3, а также формирует сигнал управления для системы защиты трубопровода 6 в случае возникновения свища и выброса газа из газопровода. Система защиты 6 прекращает подачу топливного газа к газоперекачивающим агрегатам компрессорных цехов 3 и перекрывает аварийные краны компрессорной станции 2.

Повреждения трубопровода управляющий контроллер 5 вычисляет по времени срабатывания того датчика 9, до которого одна из волн давления дойдет быстрее. Затем контроллер производит вычисление времени прохождения волнами давления расстояния между датчиками 9, расположенными на концах контролируемого участка газопровода 1, и запаздывание во времени прихода волн давлений к любым из двух датчиков 9, расположенных на противоположных концах трубопровода, после чего по измеренным интервалам времени и известным длинам участков между датчиками вычисляет расстояние от начала или конца контролируемого участка до места повреждения.

После определения местоположения порыва трубопровода с помощью акустических датчиков управляющий контроллер 5 согласно информации, поступающей от температурных датчиков 7 и 8, уточняет местоположение течи. Для повышения точности работы системы, предлагаемой для реализации данного способа обнаружения утечек, управляющий контроллер стабилизирует температурный режим газопровода за счет регулирования температуры газа на выходе компрессорной станции на уровне температуры грунта залегания газопровода с помощью станции охлаждения [6].

Заявляемый способ обнаружения негерметичности трубопровода позволяет повысить точность акустического метода определения момента и места утечки за счет учета и регулирования температурного режима газопровода.

Источники информации

1. Ионин Д.А., Яковлев Е.И. Современные методы диагностики магистральных газопроводов. - Л.: Недра, 1987. - С.69-71.

2. Моделирование задач эксплуатации систем трубопроводного транспорта / Яковлев Е.Н., Куликов В.Д., Шибнев А.В., Поляков В.А., Ковалевич Н.С, Шарабудинов Ю.К.- М.:ВНИИОЭНГ,1992. - С.77-107.

3. Трубопроводный транспорт нестабильного газового конденсата / Коршак А.А., Забазнов А.И., Новоселов В.В., Матросов В.И., Клюк Б.А.. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994.-С.153-161.

4. Авторское свидетельство №647502 СССР, МПК F 17 D 5/02, опубл. 1979(прототип).

5. Горбатов А.А., Рудашевский Г.Е. Акустические методы измерения расстояний и управления. - М.: Энергоиздат, 1981. - С.99-101.

6. Патент №2116584 РФ, МПК F 25 В 1/00, F 25 В 30/00, F 17 D 1/07, опубл. 1998.

Изобретение предназначено для дистанционного контроля состояния и защиты магистрального газопровода. Технический результат - повышение надежности работы магистрального газопровода за счет увеличения точности определения и локализации утечек газа. В способе осуществляют термокомпенсацию за счет измерения температуры потока газа как на входе, так и выходе линейного участка трубопровода, и температуры грунта на глубине укладки трубопровода на его входе, а также автоматического регулирования температурного режима трубопровода. 1 ил.

Способ определения момента и места утечки газа из трубопровода, предусматривающий контроль скорости распространения волн давления в двух сечениях, как на входе, так и на выходе трубопровода, отличающийся тем, что для повышения точности осуществляют термокомпенсацию за счет измерения температуры потока газа как на входе, так и выходе линейного участка трубопровода и температуры грунта на глубине укладки трубопровода на его входе, а также автоматического регулирования температурного режима трубопровода.