Способ обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе Российский патент 2023 года по МПК F17D5/06 G01M3/24 

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для повышения точности обнаружения утечек в газопроводах.

В уровне техники широко известны акустические системы, основанные на регистрации акустических сигналов в частотном диапазоне от 0,5 Гц до 1000 Гц и их последующей обработке с целью выделения компонент, ассоциированных с определенным событием, для мониторинга и диагностики состояния трубопроводов.

Так, из уровня техники известен способ контроля герметичности и определения координаты места утечки в продуктопроводе [патент RU 2181881C2], заключающийся в приеме акустических сигналов в двух точках по длине продуктопровода, обнаружении утечки и последующей корреляционной обработке принятых акустических сигналов, в результате которой определяют разность времен прихода акустических сигналов и координату места утечки, а прием акустических сигналов в двух точках по длине продуктопровода проводят в диапазоне частот f1, удовлетворяющему математическому соотношению f1<(R*C)/0,61,

где R - радиус продуктопровода;

С - скорость звука в материале продуктопровода.

При этом перед корреляционной обработкой принятых акустических сигналов проводят режектирование дискретных составляющих в каждом из сигналов с последующим спектральным анализом последних и из полученных спектров сигналов выделяют долговременные спектральные составляющие, длительностью превышающие 30 с, и с амплитудой, превышающей фон на 3-6 дБ, и по данным спектральным составляющим судят о наличии утечки.

Из уровня техники известен метод расчета линейной координаты утечки (статья «Experimental study on leak detection and location for gas pipeline based on acoustic method», авторов Lingya Meng, Li Yuxing*, Wang Wuchang, Fu Juntao (Journal of Loss Prevention in the Process Industries 25 (2012) 90-102)) с использованием формулы:

где U - скорость распространения звука в газе, транспортируемом по газопроводу, м/с;

L_2д - расстояние между акустическими датчиками наиболее близко расположенными выше и ниже по течению газа относительно утечки. Данное расстояние известно из проектной документации, м;

Δt - разница во времени регистрации сигнала акустическими датчиками, наиболее близко расположенными выше и ниже по течению газа относительно утечки, с

x - расстояние от акустического датчика, расположенного наиболее близко выше по течению газа относительно утечки, до места возникновения утечки, м.

Зная расстояние от акустического датчика, расположенного наиболее близко выше по течению газа относительно утечки, до места возникновения утечки, а также учитывая, что линейная координата b акустического датчика, расположенного наиболее близко выше по течению газа относительно утечки, известна из проектной документации, рассчитывают линейную координату S места возникновения утечки по формуле:

где b - линейная координата акустического датчика, расположенного наиболее близко выше по течению газа относительно утечки, м;

x - расстояние от акустического датчика расположенного наиболее близко выше по течению относительно утечки, до места возникновения утечки, м.

Техническая проблема заключается в том, что для точного определения местоположения утечки необходимо знать точное значение скорости звука в газопроводе. Например, при погрешности определения скорости в 5% погрешность определения расстояния в трубопроводе длинной 1000 м может достигать ±50 м [патент RU 2620023 C1], что требует дополнительных мероприятий и затрат для поиска фактического местоположения утечки с целью ее устранения. Таким образом для определения точного местоположения утечек (с минимально возможным отклонением линейной координаты места утечки, полученной тем или иным способом, от фактической линейной координаты утечки) необходимо определение точного значения скорости звука на контролируемом участке, то есть значения с минимально возможной погрешностью. В соответствии с нормативными документами, регламентирующими определение скорости звука в природном газе, например ГОСТ 30319.3-2015, минимально возможная погрешность определения скорости звука составляет 0,2%. В соответствии с указанным нормативным документом для определения скорости звука с указанной погрешностью необходимо либо прямое измерение этой скорости, либо определение скорости звука на основе измеренных давления, температуры и состава природного газа. Учитывая, что утечка может произойти на расстоянии в десятки километров от измерительного оборудования, очевидно, что для обеспечения точности определения местоположения утечки, необходимо определение средних значений температуры давления и компонентного состава газа на всем контролируемом участке газопровода, а не точечно, в месте расположения измерительного оборудования.

Известны способы обнаружения утечек, в которых осуществляют прямое измерение скорости звука в трубопроводах Например, в статье «Исследование метрологических характеристик системы диагностики УЗ расходомеров UFG при оценке плотности природного газа» авторов Р. И. Соломичев, А.Н. Слонько, опубликованной в журнале «Сферанефтьигаз.рф» №5 в 2019 году и доступной по ссылке spereoilandgas_2019-5_turbulentnost-don.pdf скорость звука в газопроводах измеряется с использованием ультразвуковых расходомеров. Согласно этой статьи ограничением измерения скорости звука таким способом является необходимость применения аппаратных и программных средств компенсации для снижения влияния дестабилизирующих факторов, таких как изменение температуры и влияние скорости потока, так как известно, что точность прямого измерения скорости звука ограничивается ошибкой измерений, обусловленной изменением резонансной частоты измерительных датчиков при изменении температуры. В соответствии со статьей «Acoustic method for measuring the sound speed of gases over small path lengths» авторов Olfert J. S., Checkel M. D. and Koch C. R. опубликованной в Rev. Sci. Instrum. №78, (2007) и доступной по ссылке https://doi.org/10.1063/1.2736406 другим ограничением прямого измерения скорости звука в газе с помощь расходомера является ошибка измерений за счет отражения звука внутри измерительных датчиков. Кроме этого, в соответствии с источником AGA Report No. 10, Speed of Sound in Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases, 2003 доступным по ссылке https://asgmt.com/wp-content/uploads/pdf-docs/2011/1/Q10.pdf ошибка измерения скорости звука может наблюдаться при формировании отложений на стенках расходомера либо на поверхности акустоэлектрического преобразователя, а также при накоплении жидкости внутри расходомера.

Также известны способы прямого измерения скорости звука в трубопроводах с использованием акустических датчиков системы обнаружения утечек при их расположения на газопроводе парами на расстоянии, например, 200-400 м между датчиками, составляющими пару [патенты RU 2428622 C2, RU 2181881 C2, RU 2010227 C1, RU 2016132866, RU 22498020 C2], в которых, например, осуществляют принудительное возбуждение акустических колебаний в трубопроводе [патенты RU 2016132866, RU 22498020 C2] При этом скорость звука можно рассчитать по формуле:

U=Δt/L,

где Δt - разница во времени прихода акустического сигнала на парные датчики, c;

L - расстояние между этими датчиками, м.

Измерение скорости звука таким способом ограничивается возможностью наложения акустических сигналов в течение "мертвого времени", занятого распространением акустического сигнала между образующими пару акустическими датчиками [патент RU2010227C1] и его распознаванием на фоне шумов с использованием вычислительных мощностей, что может привести к ошибке при определении скорости звука. Кроме того, необходимо оборудование для синхронизации времени импульса генератора акустических колебаний и блока обработки сигналов [патент RU 2016132866]. Это ограничивает возможность использования данных методов при одновременном возникновении нескольких утечек, например, при повреждении газопровода из-за механического воздействия при проведении земляных работ на нескольких участках газопровода одновременно или при возникновении дискретного мешающего сигнала в момент между генерацией и приемом калибровочного сигнала (например, открытие или закрытие трубопроводной арматуры или удар по газопроводу). Кроме этого, при прямом измерении скорость звука измеряется локально в определенной точке или на коротком участке газопровода (как правило, длиной 200-400 м), а пары датчиков на контролируемом участке газопровода на практике часто располагаются на расстоянии в десятки километров друг от друга. В связи с этим не решается проблема определения средней текущей скорости звука на всем контролируемом участке газопровода, которая может изменяться при изменении температуры за счет теплообмена между газопроводом и вмещающим грунтом, а также при изменении давления внутри газопровода. Таким образом, несмотря на очевидные преимущества использования результатов прямых измерений скорости звука для повышения точности обнаружения местоположения утечки, известные способы имеют ряд недостатков, что ограничивает возможность их применения.

Известны способы определения местоположения утечки в трубопроводе с помощью акустических датчиков, использующие среднестатистические значения скорости звука в транспортируемой среде [патент RU 2584721 C1], либо справочные значения скорости звука для транспортируемой по трубопроводу среды [патенты: RU 2681552 C1, RU 2197679 C2, RU 2565112 C2, RU 2184306, RU 148947, RU 67286].

Несмотря на очевидное преимущество в части экономии затрат на оборудование для измерения и вычисления текущей скорости звука, недостатком данных способов является то, что скорость звука в транспортируемой среде может существенно изменяться при изменении температуры, давления и состава транспортируемого газа. Учитывая, что указанные параметры газа могут варьировать в зависимости от режима транспортировки газа и температуры грунта, вмещающего газопровод, скорость звука в газе трубопровода не может являться постоянной величиной, соответствующей среднестатистическим или справочным данным, так как при изменении режима работы газопровода, происходит ее изменение.

В связи с этим расчет местоположения утечки, исходя из среднестатистической либо заранее заданной справочной скорости звука, может содержать недопустимо большую погрешность, что приведет к снижению точности обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе.

Известны способы определения местоположения утечки в трубопроводе с помощью акустических датчиков, в которых скорость звука в транспортируемой среде на исследуемом участке измеряется экспериментально, исходя из известных расстояний и времени распространения звука на контролируемом участке трубопровода на этапе исследований или отработки метода акустической диагностики и занесенных в память ЭВМ для последующего использования в расчетах [патенты: RU 2167433, RU 2010227 C1, RU 2593620]. При этом для повышения точности определения местоположения утечки может выполняться регистрация температуры с использованием самих акустических датчиков системы обнаружения утечек и учет температуры при вычислении скорости звука [патент RU 2010227 C1]. Однако при этом не учитывается текущее изменение давления в газопроводе, а также состава газа, оказывающих существенное влияние на скорость звука в газе. В связи с этим погрешность определения скорости звука и, как следствие, погрешность определения обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе, может быть недопустимо велика.

Для решения проблемы учета влияния текущего изменения температуры и давления на всем контролируемом участке газопровода с целью уменьшения ошибки определения местоположения утечки путем повышения точности вычисления скорости звука в газе в статье «New leak-localization approaches for gas pipelines using acoustic waves», Cuiwei Liu, Yuxing Li, Liping Fang, Minghai Xu (Measurement 134 (2019) (54-65)) предлагается ставить датчики температуры и давления на минимально возможном расстоянии друг от друга. Вместе с тем общеизвестно, что установка большого количества датчиков для измерения температуры, давления, ограничивается трудоемкостью монтажных работ и затратами на обслуживание данного оборудования. Поэтому на практике, например, на газопроводах датчики давления и температуры, как правило, расположены на крановых узлах на расстояниях 20-30 км друг от друга. Кроме того, как было указано выше, для определения скорости звука с минимально возможной погрешностью необходимо учитывать текущий компонентный состав природного газа в газопроводе.

Таким образом, известные способы, используемые для обнаружения местоположения утечки в системах обнаружения утечек на основе акустических датчиков, имеют ряд недостатков и ограничений, связанных с измерением скорости звука.

Недостатки способов для обнаружения местоположения утечки на основе прямого измерения скорости звука включают следующее:

- необходимость применения аппаратных и программных средств компенсации для снижения влияния дестабилизирующих факторов, таких как изменение температуры и скорости потока;

- высокую вероятность ошибки измерения скорости звука при формировании отложений на стенках расходомера либо на поверхности акустоэлектрического преобразователя, а также при накоплении жидкости внутри расходомера;

- невозможность одновременного обнаружения нескольких утечек.

Недостатки способов для обнаружения местоположения утечки на основе определения скорости звука на основе температуры и давления:

- необходимость дополнительных затрат на установку и обслуживание измерительного оборудования;

- не учитывается влияние на скорость звука в транспортируемой среде текущего изменения температуры, давления и состава природного газа на всей протяженности контролируемого участка газопровода, в том числе на удалении от измерительного оборудования;

Общим недостатком указанных методов является то, что они не учитывают текущее изменение скорости звука в зависимости от текущей температуры, давления и компонентного состава газа на удалении от измерительного оборудования (датчиков) на всей протяженности контролируемого участка газопровода. Учитывая, что датчики акустических систем обнаружения утечек на газопроводах могут быть установлены на расстоянии до 40 км между датчиками или парами датчиков (т.е. протяженность контролируемого участка может составлять до 40 км), это может привести к ошибке при вычислении скорости звука и, как следствие, к ошибке определения местоположения утечки из-за неточного расчета скорости звука в случае, если утечка произошла на большом расстоянии от датчиков температуры и давления. Ошибка при определении местоположения утечки может привести к дополнительным финансовым и временным затратам при устранении утечки.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ определения местоположения утечки с помощью акустических датчиков [патент CN 106352243 B, заявка CN 201610912886 A от 2016-10-20], в котором скорость звука в транспортируемой среде определяют на основе измеренных значений температуры, давления и плотности газа с использованием соответствующих датчиков, расположенных в непосредственной близости от акустических датчиков и входящих в состав системы обнаружения утечек. Система обнаружения утечек (далее - СОУ), указанная в прототипе, включает в себя узлы, установленные на газопроводе. Каждый узел СОУ включает в себя набор следующих датчиков: акустический датчик (низкочастотный датчик динамического давления), термометр (датчик для контроля температуры газа), манометр (датчик для контроля давления газа), плотномер (датчик для контроля плотности газа).

Информация с узлов с вышеуказанными датчиками передается на сервер для обработки для определения скорости звука и последующего определения местоположения утечки.

При реализации способа-прототипа проводят регистрацию и измерение акустических сигналов, распространяющихся, внутри газопровода, а также анализ акустических сигналов с датчиков и выбор акустического датчика показавшего максимальную амплитуду акустического сигнала, в качестве маркерного датчика, как наиболее близко расположенного к утечке. Местоположение утечки определяют на основе текущей скорости звука в газопроводе в точке расположения узла СОУ в момент утечки. Текущую скорость звука в точке расположения узла СОУ определяют при обнаружении утечки низкочастотными акустическими датчиками на основе текущих величин давления, температуры и плотности газа, полученных с термометров, манометров и плотномеров, расположенных в составе узла СОУ. При этом определяют разницу во времени прихода акустических сигналов на акустические датчики (с известными линейными координатами), наиболее близко расположенные выше и ниже по течению газа относительно утечки, а линейную координату утечки на газопроводе определяют на основе вышеуказанной разницы во времени, вышеуказанной скорости звука и известной линейной координаты акустического датчика, расположенного наиболее близко и выше по течению относительно утечки.

Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого способа:

- устанавливают акустические датчики, датчики температуры и давления на газопровод;

- регистрируют и измеряют акустические сигналы, распространяющиеся внутри газопровода;

- анализируют акустические сигналы с датчиков и выбирают акустический датчик показавший максимальную амплитуду акустического сигнала, в качестве маркерного, как наиболее близко расположенного к утечке;

- измеряют температуру, давление, плотность газа и определяют скорость звука в газе;

- определяют разницу во времени прихода акустических сигналов на акустические датчики, наиболее близко расположенные выше и ниже по течению газа относительно утечки;

Однако способу прототипу присущи следующие недостатки:

1. При обнаружении линейной координаты утечки в газопроводе текущая скорость звука в способе-прототипе определяется на основании плотности, давления и температуры газа. В соответствии с нормативными документами, регламентирующими определение скорости звука в природном газе, например, ГОСТ 30319.2-2015, при определении скорости звука на основании плотности, давления и температуры газа, как в способе-прототипе, погрешность составляет 2,7%, а при определении скорости звука по заявляемому способу, на основании компонентного состава, плотности, давления и температуры газа в соответствии с ГОСТ 30319.2-2015 погрешность составляет 0,2%.

2. При определении местоположения утечки текущая скорость звука в способе-прототипе определяется в точке, расположенной в непосредственной близости от маркерного датчика с учетом давления, температуры и плотности газа, измеренных в точках установки манометров, термометров и плотномера в непосредственной близости от маркерного датчика в составе узлов СОУ. Учитывая, что узлы СОУ могут быть удалены от места утечки на десятки километров, как было показано выше, скорость звука на участке, где произошла утечка, может существенно отличаться от скорости звука в точке измерений. Это может привести к ошибке при обнаружении линейной координаты утечки. А в заявляемом способе определяется средняя текущая скорость звука на всем контролируемом участке газопровода, где произошла утечка с учетом средних текущих значений давления, температуры и компонентного состава газа для этого участка;

3. Для определения текущей скорости звука в способе-прототипе на газопровод в составе узлов СОУ необходимо устанавливать акустические датчики, термометры, манометры и плотномеры, что ведет к удорожанию СОУ, а в заявляемом способе в составе узлов СОУ необходимо устанавливать только акустические датчики в том случае, если использовать штатно установленные термометры, манометры и хроматографы. В связи с этим очевидно, что использование заявляемого способа обеспечивает удешевление СОУ.

Задачей изобретения является создание способа обнаружения линейной координаты утечки в газопроводах с высокой точностью.

Технический результат заключается в повышении точности обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе, за счет определения средней текущей скорости звука на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, на основе компонентного состава газа и средних текущих значений давления и температуры на этом участке.

При этом дополнительным преимуществом заявляемого изобретения является то, что определение средней текущей скорости звука на контролируемом участке газопровода на основе компонентного состава газа и средних текущих значений давления и температуры на этом участке обеспечивает возможность использования имеющегося штатного оборудования (термометров, манометров и хроматографов), входящего в состав обязательного оборудования газопровода и используемого организацией, эксплуатирующей газопровод для контроля режима работы газопровода, а не только для обнаружения утечек. Таким образом для обеспечения работы СОУ в соответствии с заявляемым методом необходима установка на газопровод только акустических датчиков, а установка термометров, манометров и хроматографов не требуется.

Технический результат достигается тем, что в известном способе, включающем:

- установку акустических датчиков, датчиков температуры и давления на газопровод;

- регистрацию и измерение акустических сигналов, распространяющихся внутри газопровода;

- анализ акустических сигналов с датчиков и выбор акустического датчика показавшего максимальную амплитуду акустического сигнала, в качестве маркерного датчика, наиболее близко расположенного к утечке;

- измерение температуры, давления, плотности газа и определение скорости звука в газе;

- определение разницы во времени прихода акустических сигналов на акустические датчики, наиболее близко расположенные выше и ниже по течению газа относительно утечки;

в отличие от известного

- устанавливают границы и длину контролируемого участка газопровода, где произошла утечка;

- определяют компонентный состав газа, среднюю текущую температуру газа, среднее текущее давление газа и среднюю текущую скорость звука в газе на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка;

- определяют линейную координату утечки на газопроводе на основании средней текущей скорости звука на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, определенной с учетом компонентного состава средней текущей температуры и среднего текущего давления газа на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка;

Начальную границу контролируемого участка газопровода, где произошла утечка предпочтительно определять как место установки на газопровод манометра, расположенного выше по течению газа наиболее близко относительно маркерного датчика, при этом манометр должен быть расположен на расстоянии, превышающем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками, а за конечную границу контролируемого участка газопровода, где произошла утечка, принимают место, расположенное на половине расстояния между маркерным датчиком и акустическим датчиком, расположенным наиболее близко и ниже по течению газа.

Длину контролируемого участка газопровода, где произошла утечка, предпочтительно определять по формуле:

Lстт=(Хмакс-Xм)+(Lд/2),

где Lстт - длина контролируемого участка газопровода, где произошла утечка, м;

Хм - линейная координата манометра, наиболее близко расположенного выше по течению газа относительно маркерного датчика, но на расстоянии от него, превышающем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками м;

Хмакс - линейная координата маркерного датчика, м;

Lд - расстояние между маркерным датчиком и акустическим датчиком, расположенным наиболее близко и ниже по течению относительно маркерного датчика, м.

Компонентный состав газа на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, предпочтительно определять хроматографом, расположенным наиболее близко к маркерному датчику.

Среднюю текущую температуру газа на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, предпочтительно определять на основе текущей температуры газа в точке расположения маркерного датчика и средней текущей температуры газа на участке газопровода между манометрами, расположенными наиболее близко выше и ниже по течению газа относительно маркерного датчика, но на расстоянии от него не менее чем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками по формуле:

Тсу=(Ттт+Тст)/2,

где Тсу - средняя текущая температура газа на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, К;

Ттт - текущая температура газа в точке расположения маркерного датчика, К;

Тст - средняя текущая температура газа на участке газопровода между манометрами, расположенными наиболее близко выше и ниже по течению газа относительно маркерного датчика, но на расстоянии от него не менее чем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками, К.

Текущую температуру газа в точке расположения маркерного датчика и среднюю текущую температуру газа на участке газопровода между манометрами, расположенными наиболее близко выше и ниже по течению газа относительно маркерного датчика, но на расстоянии от него не менее, чем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками, предпочтительно определять на основе:

- измеренных температуры, давления и состава газа на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка;

- среднего текущего давления на контролируемом участке газопровода;

- расстояний между манометрами и акустическими датчиками;

- длины контролируемого участка газопровода, где произошла утечка;

- средних значений температуры грунта на глубине заложения оси газопровода, коэффициента теплопередачи от газа в окружающую среду, изобарной теплоемкости газа, коэффициента Джоуля-Томсона газа и плотности природного газа на контролируемом участка газопровода, где произошла утечка;

- диаметра и пропускной способности газопровода;

Среднее текущее давление газа на контролируемом участке предпочтительно определять на основе значений давления, измеренных, по меньшей мере двумя манометрами, расположенными наиболее близко выше и ниже по течению газа относительно маркерного датчика, но на расстоянии от него не менее чем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками;

Таким образом, в отличие от прототипа в заявляемом способе:

1. При обнаружении линейной координаты утечки текущая скорость звука в способе-прототипе определяется (помимо давления, температуры) на основе плотности газа, а в заявляемом способе текущая скорость звука определяется (помимо давления, температуры и плотности) на основе компонентного состава газа;

2. При обнаружении линейной координаты утечки для определения текущей скорости звука в способе-прототипе используется значение температуры, измеренной в одной точке, а в заявляемом способе для определения текущей скорости звука используется среднее текущее значение температуры на всем контролируемом участке газопровода;

3. При обнаружении линейной координаты утечки для определения текущей скорости звука в способе-прототипе используется значение давления, измеренного в одной точке, а в заявляемом способе для определения текущей скорости звука используется среднее текущее давление на всем контролируемом участке газопровода;

4. При обнаружении линейной координаты утечки в способе-прототипе текущая скорость звука определяется в точке измерения температуры, давления и плотности, а в заявляемом способе определяется средняя текущая скорость звука на всем контролируемом участке газопровода, где произошла утечка;

Основные преимущества заявляемого способа в сравнении c прототипом:

- при использовании заявляемого способа в СОУ обеспечивается высокая точность определения местоположения утечки за счет того, что скорость звука определяется на основе компонентного состава, плотности, температуры и давления природного газа. Определение скорости звука на основе данных значений регламентируется ГОСТ 30319.3-2015. В соответствии с данным документом при таком способе определения скорости звука, погрешность составляет 0,2%. При использовании способа-прототипа в СОУ скорость звука определяется на основе плотности, температуры и давления природного газа. Определение скорости звука на основе данных значений регламентируется ГОСТ 30319.2-2015. В соответствии с данным документом при таком способе определения скорости звука, погрешность составляет 2,7%. Это влечет снижение точности при обнаружении линейной координаты утечки.

- при использовании заявляемого способа скорость звука в газе рассчитывается на основании средней текущей температуры и давления, а также компонентного состава и плотности газа для всего контролируемого участка газопровода, где произошла утечка, а не для определенной точки в которой проводятся измерения;

- для реализации заявленного способа может использоваться штатное оборудование (хроматографы, термометры и манометры) входящее в состав обязательного оборудования газопровода и используемое организацией, эксплуатирующей газопровод для прочих нужд.

Основные преимущества заявляемого способа в сравнении другими применяемыми способами:

- для определения скорости звука не требуется применения аппаратных и программных средств компенсации для снижения влияния дестабилизирующих факторов, таких как изменение температуры, влияние скорости потока;

- исключается возможность ошибки измерения скорости звука при формировании отложений на стенках расходомера либо на поверхности акустоэлектрического преобразователя, а также при накоплении жидкости внутри расходомера;

- исключается возможность ошибки при обнаружении линейной координаты утечки за счет наложения акустических сигналов в течение «мертвого времени», занятого распространением акустического сигнала между образующими пару акустическими датчиками и его выделением с использованием вычислительных мощностей и обеспечивается возможность обнаружения нескольких утечек одновременно;

В уровне техники не обнаружена информация о способах определения средней текущей скорости звука в СОУ на основе измеренных значений компонентного состава газа и средних текущих значений давления и температуры на участке газопровода, где произошла утечка с учетом линейных координат датчиков СОУ, хроматографа, манометров и термометров, а также расстояния от этих устройств до участка газопровода, где произошла утечка. Способ обнаружения линейных координат утечки на газопроводе на основании средней текущей скорости звука на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, определенной на основе компонентного состава газа, средней текущей температуры и среднего текущего давления газа на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка в совокупности с использованием в СОУ данных измерений давления, температуры и компонентного состава газа является основой предлагаемого способа повышения точности обнаружении утечек в газопроводах и обеспечивает технический результат: повышение точности обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе за счет определения текущей скорости звука в газе в газопровода с малой погрешностью (0,2%) на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка. Таким образом, заявленное изобретение соответствует условию изобретательского уровня.

Осуществление изобретения

Предложенный способ обнаружения линейной координаты утечек в газопроводах поясняется следующими фигурами:

На фиг. 1 показана структурная схема системы для осуществления способа.

На фиг. 2 представлена схема определения границ и длины контролируемого участка газопровода, где произошла утечка.

На фиг. 3 показана структурная схема расположения акустических датчиков относительно места утечки.

На фиг. 4 показана схема оснастки для имитации утечки в газопроводе.

Способ обнаружения линейной координаты утечек в газопроводах осуществляется следующим образом с помощью системы, представленной на фиг 1.

На газопроводе 1 (фиг. 1) в составе СОУ на равном расстоянии друг от друга устанавливаются акустические датчики 2, расположенные вблизи штатных манометров 7, термометров 8 и хроматографов 9, связанных проводной или беспроводной связью 3 с контроллером 4 для обработки и передачи акустических сигналов, а также с контроллером 10 для обработки и передачи измеренных значений температуры давления и состава газа, на сервер 5, где осуществляют хранение и обработку данных, в том числе для определения линейной координаты местоположения утечки. Сервер 5 проводной или беспроводной связью соединен с, по крайней мере, одним автоматизированным рабочим местом 6 (АРМ). Контроллеры 4, 10 могут быть установлены в блок-боксе станции катодной защиты (на фиг. не показан) газопровода 1 или в иных закрытых помещениях с температурой воздуха выше 0°С и имеющих электроснабжение и связь для передачи данных на сервер 5. Акустические датчики 2 представляют собой, например, датчики динамического давления или иные датчики, обеспечивающие преобразование колебания давления среды (акустические или аэроакустические колебания) с частотой от 0,5 Гц в электрический сигнал с чувствительностью не хуже 40 мВ/кПа с разрешением не менее чем 0,0006 кПа. Манометры 7 представляют собой измерительные приборы для измерения давления (абсолютного и(или) избыточного и (или) избыточного давления-разрежения и (или) разности давлений) различных сред в диапазоне от 0,025 кПа до 400 МПа с погрешностью измерения не более 0,075%. Термометры 8 представляют собой измерительные приборы для измерения температуры различных сред в диапазоне от -60°С до 200°С с погрешностью измерения не более 0,5%. Хроматограф 9 представляет собой устройство для анализа сложных газовых веществ путем их дифференцирования на монокомпоненты, например, с абсолютной погрешностью состава газа по ГОСТ 31371.7-2008:

Метан(СН4) осн. 0,2922 доп.0% Этан(С2Н6) осн. 0,193 доп.0% Пропан(С3Н8) осн. 0,091 доп.0% и-Бутан(и-С4Н10) осн. 0,013 доп.0% н-Бутан(н-С4Н10) осн. 0,0254 доп.0% и-Пентан(и-С5Н12) осн. 0,0049 доп.0% н-Пентан(н-С5Н12) осн. 0,0059 доп.0% н-Гексан(н-С6Н14) осн. 0,0025 доп.0% Азот(N2) осн. 0,3162 доп.0% Диоксид углерода(СО2) осн. 0,002 доп.0% Гелий(Не) осн. 0,0025 доп.0% Водород(Н2) осн. 0,0006 доп.0%

Акустические датчики 2 (фиг. 1) установленные на газопроводе 1, регистрируют акустические сигналы, возникающие внутри газопровода, в том числе в месте утечки, которые распространяются по течению газа, и по проводной или беспроводной связи 3 передают на контроллеры 4 и далее на сервер 5. На сервере 5 анализируют величины амплитуд акустических сигналов всех акустических датчиков 2.

При превышении амплитуды заданного порогового значения делают вывод о наличии утечки и определяют акустический датчик 2, с которого получено наибольшее значение амплитуды акустического сигнала как Маркерный датчик, расположенный наиболее близко к месту утечки. На основе известной линейной координаты Маркерного датчика определяют термометр 8 и хроматограф 9, наиболее близко расположенные к Маркерному датчику, а также манометры 7, наиболее близко расположенные выше и ниже по течению газа, относительно Маркерного датчика, но удаленные от маркерного датчика на расстояние не менее чем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками. Кроме этого определяют линейные координаты акустических датчиков 2, наиболее близко расположенных выше и ниже по течению газа относительно Маркерного датчика.

Определяют контролируемый участок газопровода, где произошла утечка (фиг. 2). При этом за начальную границу контролируемого участка газопровода 1, где произошла утечка принимают место установки на газопровод манометра 7, расположенного выше по течению газа наиболее близко относительно маркерного датчика 2. При этом манометр 7 должен быть расположен на расстоянии, превышающем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками 2, а за конечную границу контролируемого участка газопровода 1, где произошла утечка, принимают место, представляющее половину расстояния между маркерным датчиком и акустическим датчиком, расположенным наиболее близко и ниже по течению газа.

Определяют длину контролируемого участка газопровода (Lстт, м), где произошла утечка - по формуле:

Lстт=(Хмакс-Xм)+(L_Д)/2,

где Хм - координата манометра, наиболее близко расположенного выше по течению газа относительно маркерного датчика, но удаленного от него на расстояние, превышающее расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками, м;

Хмакс - координата маркерного датчика, м;

Lд - расстояния между маркерным и акустическим датчиком, расположенным наиболее близко и ниже по течению газа, м.

Определяют конечную линейную координату контролируемого участка (Хк, м) где произошла утечка по формуле:

Хк=Хм+Lстт

Определяют разницу во времени прихода акустических сигналов на акустические датчики, наиболее близко расположенные выше и ниже по течению газа относительно Маркерного датчика. Получают текущие значения:

- давления газа, измеренные манометрами, наиболее близко расположенным выше (Р*_н) и ниже (Р*_к) по течению газа относительно Маркерного датчика, но удаленные от него на расстояние, превышающее расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками

- температуры газа, измеренной термометром, наиболее близко расположенным относительно Маркерного датчика

- компонентного состава газа, измеренного хроматографом, наиболее близко расположенным относительно Маркерного датчика

На основании измеренных значений, а также зная линейные координаты всех датчиков СОУ, манометров термометров и хроматографов, а, следовательно, и расстояние между ними, рассчитывают среднее текущее давление и среднюю текущую температуру газа (Тсу), на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка по формулам (3, 4, 5, 6) следующим образом:

1. По формуле

определяют среднее текущее значение давления газа (Р_тек) на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка исходя из измеренных давлений ближайшими манометрами, расположенным наиболее близко выше (Р*_н) и наиболее близко ниже (Р*_к) по течению газа относительно Маркерного датчика, но удаленными от него на расстояние не менее чем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками;

2. Определяют текущую температуру газа (Ттт) в точке расположения Маркерного датчика, среднюю текущую температуру газа (Тст) на участке газопровода между манометрами, манометрами, расположенными наиболее близко выше и ниже по течению газа относительно маркерного датчика, но удаленными от него на расстоянии от него не менее чем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками и среднюю текущую температуру газа (Тсу), на контролируемом участке газопровода где произошла утечка исходя из:

- температуры, измеренной термометром, наиболее близко расположенным относительно Маркерного датчика,

- давлений, измеренных манометрами, наиболее близко расположенными выше (Р*_н) и ниже (Р*_к) по течению газа относительно Маркерного датчика, но удаленными от него на расстояние не менее чем расстояние между соседними акустическими датчиками;

- среднего текущего давления газа (Р_тек) на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка;

- состава газа, измеренным хроматографом, наиболее близко расположенным относительно Маркерного датчика

- расстояния между датчиками и диаметра газопровода из проектной документации

- среднего на участке газопровода общего коэффициента теплопередачи от газа в окружающую среду;

- средней изобарной теплоемкости газа;

- среднего на участке значения коэффициента Джоуля-Томсона,;

- пропускной способности газопровода;

- относительной плотности природного газа по воздуху,

по формулам:

где

Т_о - среднее за рассматриваемый период значение температуры грунта на глубине заложения оси газопровода в естественном тепловом состоянии, К;

Т^*_н - температура газа, измеренная ближайшим термометром, относительно Маркерного датчика, К;

Р^*_н и Р^*_к - давления газа, измеренные ближайшими манометрами, расположенным соответственно выше и ниже, по течению газа относительно Маркерного датчика, но удаленными от него на расстояние не менее чем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками, МПа;

Р_тек - среднее текущее значение давления газа на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, МПа;

х^* - расстояние от ближайшего манометра, расположенного выше по течению относительно Маркерного датчика до Маркерного датчика, но удаленного от него на расстояние не менее чем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками км;

d_н - наружный диаметр газопровода, мм;

К_ср - средний на контролируемом участке газопровода, общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м²К;

С_р - средняя изобарная теплоемкость газа, кДж/кг⋅К;

D_i - среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона, на контролируемом участке газопровода, К/МПа;

q - пропускная способность газопровода, млн м³/сут;

Δ - относительная плотность природного газа по воздуху;

L^* - расстояние между ближайшими манометрами, расположенным выше и ниже по течению газа относительно Маркерного датчика, но удаленными от него на расстояние не менее чем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками км;

L_стт - длина контролируемого участка газопровода, где произошла утечка.

Δ=g_c/g_в

g_в=1,20445 кг/м³ - плотность воздуха при стандартных условиях;

g_c - плотность природного газа, транспортируемого по магистральному газопроводу, кг/м³, при стандартных условиях (Рс=0,1013 МПа и Тс=293,15 К).

В соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051-2006 «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов» (далее - СТО Газпром 2-3.5-051-2006, доступен по ссылке https://files.stroyinf.ru/Data1/49/49848/index.htm) cреднюю изобарную теплоемкость природного газа Ср вычисляют по формуле

Где

Где Р_пк и Т_пк - псевдокритические давление в МПа и температура в К приведенные в ГОСТ 30319.2-2015;

P_kpi, T_kpi - критические значения давления и температуры i-ro компонента газовой природного газа, определяемые по ГОСТ 30319.1;

М - молярная масса природного газа, кг/кмоль;

Молярную массу природного газа вычисляют на основе компонентного состава по формуле [ГОСТ 30319.1]

где M_i - молярная масса i-го компонента природного газа, значения которой для каждого компонента приведены в ГОСТ 30319.3-2015;

Nc - число компонентов природного газа.

x_i - концентрация i-го компонента газа, доли ед. измеренная ближайшим хроматографом, относительно датчика СОУ, с которого получено наибольшее значение амплитуды акустического сигнала на контролируемом участке;

Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду Кср для подземных газопроводов вычисляют по формуле

где R_из - термическое сопротивление изоляции трубопровода, м²К/Вт, определяется в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051-2006 по формуле:

h_oэ - глубина заложения оси трубопровода от поверхности грунта, м;

d_н - наружный диаметр газопровода, мм;

α_гр - коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт, Вт/м²К;

λ_гр - коэффициент теплопроводности грунта, Вт/мК. В соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051-2006 величину коэффициента λ_гр определяют в зависимости от температуры грунта и температурного режима газопровода. При положительных температурах грунта (T*гр>273К) и газа (T>273К) значение коэффициента теплопроводности принимается для грунта в талом состоянии λ_Т; при отрицательных температурах грунта (T*гр<273К) и газа (T<273 К) принимается для грунта в мерзлом состоянии λ_М. Значения коэффициентов теплопроводности талых (λ_Т) и мерзлых (λ_М) грунтов определяется в соответствии с СП 25.13330.2012.

Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона (D_i) вычисляют в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051-2006 по формуле:

где

3. Определяют текущую скорость звука U_тек в газе на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка исходя из

- среднего текущего значения температуры газа, на контролируемом участке газопровода на котором произошла утечка (Т_су),

- среднего текущего значения давления на контролируемом участке газопровода на котором произошла утечка (Р_тек);

- состава газа, определенного ближайшим хроматографом, относительно маркерного датчика следующим образом:

Рассчитывается текущий коэффициент сжимаемости газа в соответствии с методикой расчета, приведенной в ГОСТ 30319.3-2015 следующим образом:

Приведенную плотность природного газа (δ) при измеренных (заданных) значениях давления, температуры и молярных долей компонентов природного газа определяют из решения следующего уравнения:

Где π - приведенное давление;

τ - приведенная температура;

А₀ - безразмерный комплекс (см. п 4.1.1.2 ГОСТ 30319.3-2015).

Приведенные давление (π) и температуру (τ) рассчитывают по формулам:

где р_0m - параметр приведения для давления, МПа;

L_T - параметр приведения для температуры, равный 1 К.

Параметр приведения для давления рассчитывают по формуле:

где Кх- смесевой параметр размера, м/кмоль^1/3;

R - универсальная газовая постоянная, определяемая в соответствии с ГОСТ 30319.1.

Смесевой параметр размера (Кх) рассчитывают по формуле:

где Nc - число компонентов природного газа;

K_i и K_j - параметры размера компонентов природного газа, значения которых приведены в ГОСТ30319.3-2015;

K_ij - параметры бинарного взаимодействия, значения которых приведены в таблице А.2 (приложение А ГОСТ30319.3-2015).

Безразмерный комплекс (А₀) рассчитывают по формуле:

где a_n, b_n, u_n, c_n и k_n - коэффициенты и показатели степеней, значения которых приведены в таблице А.3 (приложение А ГОСТ30319.3-2015);

D_n, U_n - функции молярных долей компонентов природного газа.

Функции молярных долей компонентов природного газа D_n, и U_n рассчитывают по формулам:

Вспомогательные функции (C_n и B_n) рассчитывают по формулам:

где g_n, q_n, f_n, s_n, w_n- параметры, значения которых приведены в таблице А.3 (приложение А ГОСТ30319.3-2015);

E_i, G_i, Q_i, F_i, S_i, W_i - параметры компонентов природного газа, значения которых приведены в таблице А.1 (приложение А ГОСТ30319.3-2015);

E_ij^*, V_ij^*, G_ij^* - параметры бинарного взаимодействия компонентов природного газа, значения которых приведены в таблице А.2 (приложение А ГОСТ30319.3-2015).

Решение уравнения (1.1) осуществляют в итерационном процессе методом Ньютона; значение начального приближения (δ⁽⁰⁾) рассчитывают, используя значения средней текущей температуры Т_су, среднего текущего давления Р_тек и молярных долей x_i природного газа на контролируемом участке, где произошла утечка.

Расчет приведенной плотности (δ) осуществляется в результате решения уравнения (1.1).

Значение начального приближения приведенной плотности (δ⁽⁰⁾) рассчитывают, используя значения исходных данных (Т_су, Р_тек, x), по формуле:

где R - универсальная газовая постоянная (см.таблицу 1 ГОСТ 30319.1).

Окончательное значение приведенной плотности (δ) определяется по методу Ньютона в следующем итерационном процессе:

а) приведенную плотность (δ^(к)) на k-м итерационном шаге определяют из выражений:

где безразмерные комплексы А₀^(к-1), А₁^(к-1) рассчитывают по формулам (1.6) и (1.26) при плотности на итерационном шаге (k-1), т.е. при δ^(к-1);

б) условие завершения итерационного процесса:

где приведенное давление рассчитывают по формуле

где безразмерный комплекс А₀^(к) рассчитывают по формуле (1.6) при плотности на итерационном шаге (к), т.е. при δ^(к).

Если условие (1.20) не выполняется, то продолжают итерационный процесс, возвращаясь к пункту а) итерационного процесса. Если условие (1.20) выполняется, то уравнение (1.1) считается решенным. После этого рассчитывают плотность по формуле (1.22) и коэффициент сжимаемости (z) по формуле (1.24) при δ=δ^(к), т.е. при найденном решении уравнения (1.1).

После вычисления приведенной плотности (δ) в итерационном процессе плотность природного газа рассчитывают по формуле:

где M_m - молярная масса природного газа, кг/кмоль;

К_х - смесевой параметр размера (см. формулу (1.5)).

Молярную массу природного газа рассчитывают по формуле

где M_i - молярная масса i-го компонента природного газа, значения которой для каждого компонента приведены в таблицах А.1 и А.9 (приложение А ГОСТ 30319.3-2015);

Nc - число компонентов природного газа.

Коэффициент сжимаемости природного газа рассчитывают по формуле:

где А⁰ - безразмерный комплекс.

Безразмерный комплекс А⁰ в формуле (1.24) рассчитывают для значений средней текущей температуры газа на контролируемом участке газопровода (Т_су) и концентрация i-го компонента газа, доли ед. измеренная ближайшим хроматографом, относительно Маркерного датчика на контролируемом участке (x_i) и найденном в результате решения уравнения (1.1) значении приведенной плотности (δ).

Далее на основании текущего коэффициента сжимаемости газа для контролируемого участка газопровода рассчитывается средняя текущая скорость звука (U) для контролируемого участка газопровода в соответствии с методикой расчета, приведенной в ГОСТ 30319.3-2015 следующим образом:

где А₁, A₂ и A₃ - безразмерные комплексы;

c^p0r - безразмерная изобарная теплоемкость природного газа в идеально-газовом состоянии.

Безразмерные комплексы А₁, A₂ и A₃ рассчитывают по следующим формулам:

Коэффициенты, показатели степеней, параметры, функции, входящие в формулы расчета (1.26)-(1.28), те же самые, которые входят в формулы расчета безразмерного комплекса А⁰.

Безразмерную изобарную теплоемкость природного газа в идеально-газовом состоянии (c^p0r) рассчитывают по формуле:

где c^p0r - безразмерные изобарные теплоемкости компонентов природного газа в идеально-газовом состоянии;

Nc - число компонентов природного газа.

Значения величин c^p0r рассчитывают по формуле:

где θ=τ^-1.

Коэффициенты B_0i, C_0i, D_0i, E_0i, F_0i, G_0i, H_0i, J_0i формулы (1.30) приведены в таблице А.4 (приложение А ГОСТ 30319.3-2015).

Определяют расстояние (в метрах) от акустического датчика, расположенного наиболее близко и выше по течению газа относительно Маркерного датчика, до места возникновения утечки исходя из

- средней текущей скорости звука (U) в газе на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, м/с;

- разницы во времени (Δt) регистрации акустического сигнала акустическими датчиками, наиболее близко расположенными выше и ниже по течению газа, относительно Маркерного датчика, с;

- расстояния (L_2д) между акустическими датчиками, наиболее близко расположенными выше и ниже по течению газа, относительно Маркерного датчика, по формуле (1):

x=(L_2д+UΔt)/2

Где U - средняя текущая скорость звука в газе на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, м/с;

L_2д - расстояние между акустическими датчиками, наиболее близко расположенными выше и ниже по течению газа, относительно Маркерного датчика. Данное расстояние известно из проектной документации на установку СОУ, м;

Δt - разница во времени регистрации акустического сигнала акустическими датчиками, наиболее близко расположенными выше и ниже по течению газа, относительно Маркерного датчик, с;

Определяют линейную координату возникновения утечки исходя из

- линейной координаты акустического датчика, расположенного наиболее близко и выше по течению газа относительно Маркерного датчика, м;

- расстояния от акустического датчика, расположенного наиболее близко и выше по течению газа относительно Маркерного датчика, до места возникновения утечки, м.

Полученное расчетное значение линейной координаты S места возникновения утечки передают с сервера 5 на АРМ 6 для принятия соответствующего решения о проведении ремонтных работ.

Таким образом использование в акустических СОУ определения скорости звука с погрешностью 0,2%, на основе компонентного состава газа, а также текущих средних значений давления, температуры и на участке газопровода, где произошла утечка, позволит рассчитать расстояние от акустического датчика, расположенного наиболее близко и выше по течению газа относительно маркерного датчика, до места возникновения утечки и определить линейную координату места возникновения утечки в газопроводе 1 с высокой точностью.

Пример осуществления и подтверждение технического результата

На магистральном газопроводе 1 (фиг. 1, 3), диаметром 1000 мм, была установлена акустическая СОУ с акустическими датчиками 2 на 518000-м, 528000-м, 538000-м, 548000-м и 558000-м метрах линейной части газопровода, которые передавали акустические сигналы по проводной или беспроводной связи 3 на контроллеры 4. Газ течет в направлении от 518000-го км к 558000-му м. При определении линейных координат в качестве оси задавали протяженность магистрального газопровода по его образующей В магистральном газопроводе 1 в точке с линейной координатой 541623 м установили оснастку, имитирующую утечка в режиме контролируемого сброса газа (фиг. 4). Данная оснастка представляет собой трехходовой шаровый кран 9, соединенный гайкой 10 с выпускным трубопроводом 11, на котором установлены кран 12 и шайба 13 с калиброванным отверстием. Шайба 13 может иметь калиброванное отверстие диаметром от 1 до 5 мм в зависимости от размера имитируемой утечки. Открытием трехходового шарового крана 9 и крана 12 произвели контролируемый сброс газа, т.е. имитировали возникновение утечки, при этом амплитуды акустических сигналов с датчиков 2 соответственно составили 0,003, 0,006, 0,010, 0,008, 0,004 кПа. Анализ показал, что максимальная амплитуда акустического сигнала - 0,010 кПа, получена с датчика, расположенного на 538000-ом м. Следовательно, данный датчик наиболее близко расположен к месту утечки и был определен как Маркерный датчик, при этом соседний акустический датчик, расположенный выше по течению относительно Маркерного датчика расположен на 528000-м, а датчик, расположенный ниже по течению относительно Маркерного датчика расположен на 548000-м м.

Контроллеры 4 передали амплитуды акустических сигналов утечки на сервер 5.

Расстояние между акустическими датчиками, наиболее близко расположенными выше и ниже по течению газа, относительно Маркерного датчика, составило:

L_2Д=548000-528000=20000 м=20 км.

Определяли разницу во времени (Δt) регистрации акустического сигнала датчиками, наиболее близко расположенными выше и ниже по течению газа относительно Маркерного датчика. Эта разница составила 18,11 с.

Манометры, наиболее близко расположенные выше и ниже по течению газа относительно Маркерного датчика находились на 508000-м м и 714000-м м соответственно. При этом манометр, расположенный выше по течению показывал давление (Р*_н), равное 3,14 МПа, а манометр, расположенный ниже по течению, показывал давление (Р*_к), равное 2,93 МПа.

Расстояние от ближайшего манометра, расположенного ниже по течению относительно Маркерного датчика до Маркерного датчика составило: х^*=538000-508000=30000 м=30 км

Термометр и хроматограф, наиболее близко расположенные относительно Маркерного датчика, были расположены выше по течению газа относительно Маркерного датчика и находились на 508000-м м. В момент имитации утечки температура (Т*_н) составляла 288,0690 К, а состав газа на 508000-м м соответствовал данным, приведенным таблице 1:

Таблица 1. Состав газа на 508000-м м Наименование показателя Единица измерения Метод испытания Показатель метан % ГОСТ 31371.7 91,64 этан 3,52 пропан 1,62 изо-бутан 0,302 норм-бутан 0,324 изо-пентан 0,056 норм-пентан 0,0423 неопентан 0,0008 гексаны+высшие ув 0,0182 диоксид углерода 0,81 азот 1,69 кислород 0,008 водород 0,002 гелий 0,13 Плотность при стандартных условиях (g_c) кг/м³ ГОСТ 31369 0,7323

Газопроводы-отводы участке газопровода между 508000-м м и 714000-м м отсутствовали, газопровод имел одинаковый внутренний диаметр на всем протяжении участка.

1. Расчет по заявляемому способу

1.1 На основе величин давлений (Р*н=3,14 МПа, Р*к=2,93 МПа) измеренных манометрами, расположенными на 508000-м км и 714000-м км соответственно по формуле рассчитывали среднее текущее давление (P_тек) на участке газопровода 508000-714000 км в момент имитации утечки по формуле (3):

1.2 На основе известной координаты (Xм=508000 м) манометра, расположенного наиболее близко и выше по течению газа относительно Маркерного датчика, известной координаты (Хмакс=538000 м) Маркерного датчика и известного расстояния (Lд=10000 м) между соседними датчиками СОУ, определяли длину контролируемого участка газопровода, где имитировали утечку (L_cтт) (в м) для расчета средней текущей температуры по формуле:

L_стт=(Хмакс-Xм)+(Lд)/2=((538000-508000)+(10000)/2)=35000 м

1.2 На основе известной координаты (508000 м) ближайшего манометра, расположенного выше по течению газа относительно Маркерного датчика и длины контролируемого участка газопровода, где произошла утечка, для расчета средней текущей температуры (35000 м), определяли конечную линейную координату контролируемого участка (Хк) (в м) где произошла утечка по формуле:

Хк=Хм+Lстт=508000+35000=543000 м

Учитывая, что утечку имитировали на 541623 м, определив длину (35000 м) и координаты (508000-543000 м) контролируемого участка газопровода для расчета средней текущей температуры очевидно, что данный участок включает место утечки.

1.2.1 На основе проектной и эксплуатационной документации принимали наружный диаметр газопровода (d_н) 1020 мм, пропускную способность газопровода (q), 7,5969 млн м³/сут, среднее за рассматриваемый период значение температуры грунта (Т₀) на глубине заложения оси газопровода 277 К, расстояние от ближайшего манометра, расположенного ниже по течению относительно Маркерного датчика до Маркерного датчика (х^*), 30 км;

1.2.2 На основе расчетов в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051-2006 определяли средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду (К_ср=1,34003 Вт/м²К), среднюю изобарную теплоемкость газа, (С_р=2,25197 кДж/кг⋅К), относительную плотность природного газа по воздуху (Δ=0,61381);

1.2.3 В соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051-2006, на основе компонентного состава газа, измеренным хроматографом на 508000-м км, определяли величину коэффициента (а)

а=225,5(Кср*dн)/q*Δ*С_р*10⁶=225,5*(1,34003*1020)/(7,5969*0,61381*2,25197*10^6)=0,02935

1.2.4 В соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051-2006 на основании известного компонентного состава газа определяли величину безразмерных коэффициентов Н₀=5,39941; Н₁=0,02157; Н₂=(-0,42697); Н₃=0,04907, и величину приведенного давления Р_пр=0,71289

1.2.5 В соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051-2006 определяли среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона (D_i), К/МПа на контролируемом участке газопровода по формуле:

1.3. На основе величин давлений (Р*н=3,14 МПа, Р*к=2,93 МПа) измеренных манометрами, расположенными на 508000-м км и 714000-м км соответственно, коэффициента (a=0,2975), температуры газа (T_н^*=288,0690 К) измеренной термометром, расположенным на 508000-м км, среднего текущего давления (P_тек=3,042 МПа) на участке газопровода 508000-714000 км в момент имитации утечки, расстояния от ближайшего манометра, расположенного ниже по течению относительно Маркерного датчика до Маркерного датчика (х^*=30 км), среднего значения коэффициента Джоуля-Томсона (D_i=5,21558 К/МПа) и среднего за рассматриваемый период значения температуры грунта на глубине заложения оси газопровода (T₀=277K) рассчитывали текущую температуру газа в точке расположения Маркерного датчика по формуле (4):

Далее, на основе a=0,2975, Р*н=3,14 МПа, Р*к=2,93 МПа, P_тек=3,042 МПа и L_cтт=35000 м рассчитывали текущую температуру газа на участке газопровода (T_ст) между манометрами, расположенными на 508000-м км и 714000-м км по формуле (5):

На основе Т_ст=283,4949 К и Т_тт=281,4333 К рассчитывали среднюю текущую температуру газа, на участке контролируемом участке газопровода от 508000 м до 543000 м (Т_су) в момент имитации утечки по формуле (6):

Т_су=(Т_тт+Т_ст)/2=(281,4333+283,4949)/2=282,4641 К

1.4. На основе состава газа, измеренным хроматографом на 508000-м км, а также полученных средних текущих значений давления и температуры (Ртек=3,04 МПа и Тсу=282,4641 К) на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка (508000-543000 м), рассчитывали среднюю текущую скорость звука (U) на этом участке в момент имитации утечки по формулам (1.1-1.30) в соответствии с ГОСТ 30319.3-2015 с использованием, например, компьютерной программы «FLOWSIC SOS CALCULATOR». Получили U=400,24 м/с.

1.5. На основе полученной средней текущей скорости звука U, известного расстояния (L_2Д=20000 м) между датчиками, наиболее близко расположенными выше и ниже по течению газа относительно Маркерного датчика, а также полученной разницы во времени регистрации (Δt=18,11 с) акустического сигнала этими датчиками, рассчитывали расстояние (в метрах) от акустического датчика, расположенного наиболее близко и выше по течению газа относительно Маркерного датчика, до места утечки по формуле (1):

х=(L_2д+UΔt)/2=(20000+400,24*18,11)/2=13624 м

Затем рассчитывали линейную координату возникновения утечки по формуле (2):

S=b+x=528000+13624=541624 м

1.6. Учитывая, что утечка имитировали на 541623 м отклонение линейной координаты места утечки, определенной по заявляемому способу, от фактической, составило

541624-541623=1 м.

2. Пример с определением линейной координаты утечки газопровода по прототипу

2.1. На основе температуры газа 281,4339 К, измеренной ближайшим к Маркерному датчику термометром, расположенным на 538000-м м, плотности газа 0,7323 кг/м.куб и давления 3,28 МПа, измеренным манометром, расположенным на 538000-м м в момент имитации утечки, рассчитывали текущую скорость звука U в газопроводе в момент имитации утечки в соответствии с ГОСТ 30319.2-2015 следующим образом:

Показатель адиабаты природного газа вычисляли по формуле, которая имеет следующий вид:

где х_а - молярная доля азота в газе. В нашем случае молярная доля азота определялась хроматографом как одного из компонентов природного газа (табл.1) и была принята 1,69/100=0,0169%; В описании способа-прототипа хроматограф отсутствует, поэтому скорость звука в газе при его реализации определяли по табличным значениям молярной доли азота в газе, например, по таблице Б1 в ГОСТ 30319.2-2015. В связи с этим, в целях обеспечения объективности сравнения заявляемого способа с прототипом, скорость звука определялась как при молярной доле азота в газе, составляющей 0,0169% (определено по хроматографу) так и при молярной доле азота в газе, составляющей 0,003% (значение определено по таблице Б1 в ГОСТ 30319.2-2015 как наиболее близкое значение к измеренному значению с учетом величины плотности газа при стандартных условиях).

ρ_с - плотность газа при стандартных условиях, определенная на 508000-м м. Плотность определялась по ГОСТ 31369 и составила 0,7323 кг/м.куб (табл. 1).

p - давление, измеренное манометром, расположенным на 538000-м м

Коэффициент сжимаемости природного газа при измеренных значениях температуры и давления вычисляли по формуле, которая имеет следующий вид:

z=(1+A₂+A₁/A₂)/3=(1+0,92470+(0,7247/0,92470))/3=0,9028

где А₁, А_2,, А₃ рассчитывают по формуле

где В_m и C_m, - коэффициенты уравнения состояния.

Коэффициенты уравнения состояния рассчитывают по следующим формулам:

где x_э - молярная доля эквивалентного углеводорода;

Молярную долю эквивалентного углеводорода и входящие в формулы (2.1) и (2.2) коэффициенты рассчитывали по следующим формулам:

х_у - молярная доля диоксида углерода в газе. В нашем случае молярная доля диоксида углерода определялась хроматографом как одного из компонентов природного газа (табл.1) и была принята 0,81/100=0,0081%. В описании способа-прототипа хроматограф отсутствует, поэтому скорость звука в газе при его реализации определяли по табличным значениям молярной доли диоксида углерода, например, по таблице Б1 в ГОСТ 30319.2-2015. В связи с этим, в целях обеспечения объективности сравнения заявляемого способа с прототипом, скорость звука в газе определялась как при молярной доле диоксида углерода в газе, составляющей 0,0081% (определено по хроматографу), так и при молярной доле диоксида углерода в газе, составляющей 0,0060% (значение определено по таблице Б1 в ГОСТ 30319.2-2015 как наиболее близкое значение к измеренному значению с учетом величины плотности газа при стандартных условиях).

В формулах (2.4), (2.5) значение теплоты сгорания эквивалентного углеводорода (Нэ) рассчитывали по формуле:

Нэ=128,64+47,479 ⋅ Мэ=128,64+47,479*18,20098=992,8043

где Мэ - молярная масса эквивалентного углеводорода, значение которой рассчитывали по формуле

где х_э - молярная доля эквивалентного углеводорода, см. формулу (2.3);

В3=-0,86834+4,0376•10^-3 Т -5,1657•10^-6 Т²=-0,86834+4,037*(10^(-3))*281,4339-5,1657*(10^(-6))*(281,4339^2)=-0,14434

С₂=7,8498 • 10^-3 - 3,9895 • 10^-5Т+6,1187 •10^-8Т²=7,8498*(10^(-3)) - 3,9895*(10^(-5))* 281,4339+6,1187*(10^(-8))* 281,4339 ^2=0,00147

В формуле (2.6) коэффициент сжимаемости при стандартных условиях рассчитывают по формуле:

Скорость звука в газе, в соответствии ГОСТ 30319.2-2015, вычисляли по формуле:

Где Т - температура, измеренная термометром, расположенным на 538000-м м

к - показатель адиабаты природного газа, рассчитываемый по формуле (30);

z - коэффициент сжимаемости;

z_c - коэффициент сжимаемости при стандартных условиях, рассчитываемый по формуле (2.7).

При определении скорости звука аналогичным способом при молярных долях азота в газе и диоксида углерода в газе, составляющих 0,003% и 0,006% соответственно (значения определены по таблице Б1 в ГОСТ 30319.2-2015 как наиболее близкие значения к измеренным, с учетом величины плотности газа при стандартных условиях) величина скорости звука составила 398,37 м/с.

Таким образом, получили U₁=397,74 м/с и U₂=398,37 м/с.

2.2. На основе полученных текущих скоростей звука U_тек, известного расстояния (L_2Д=20000 м) между акустическими датчиками наиболее близко расположенными выше и ниже по течению газа относительно Маркерного датчика, а также полученной разницы во времени регистрации (Δt=18,11 с) акустического сигнала этими датчиками, рассчитывали расстояние (в метрах) от акустического датчика, расположенного наиболее близко и выше по течению газа относительно Маркерного датчика, до места утечки по формуле (1):

х₁=(L_2д+U₁Δt)/2=(20000+397,74 *18,11)/2=13601 м

х₂=(L_2д+U₂Δt)/2=(20000+398,37 *18,11)/2=13607 м

Затем рассчитывали линейную координату возникновения утечки по формуле (2):

S₁=b+x₁=528000+13601=541601 м

S₂=b+x₂=528000+13607=541607 м

2.3. Учитывая, что утечка имитировали на 541623 м отклонение линейной координаты места утечки, определенной по прототипу, от фактической, составило

541623 -541601=22 м (при U₁=397,74 м/с, при молярных долях азота в газе и диоксида углерода в газе 0,0169% и 0,081% в соответствии с показаниями хроматографа)

Либо

541623 -541607=16 м (при U₂=398,37 м/с, при молярных долях азота и диоксида углерода в газе 0,003% и 0,006% в соответствии с табличными данными Б1 в ГОСТ 30319.2-2015)

Необходимо отметить, что меньшая величина отклонения, полученная при табличных значениях не может указывать на то, что при использовании табличных значений молярных долей азота и диоксида углерода способ по прототипу позволяет более точно определять линейную координату места утечки более точно, чем при использовании измеренных значений. Так как из расчета очевидно, что величина отклонения определенной линейной координаты от фактической определяется исключительно величиной скорости звука, а полученная нами разница в величинах скорости звука (397,74 м/с и 398,37 м/с) лежит в пределах погрешности используемого способа определения скорости звука на основе плотности, температуры и давления, которая, как было указано выше, может составлять до 2,7% в соответствии с ГОСТ 30319.2-2015.

Все полученные расчетные значения места возникновения утечки передавались на АРМ 6.

Сводная информация о точности обнаружении утечки в газопроводах за счет определения текущей скорости звука по предлагаемому способу и по прототипу приведена в таблице 2.

Таблица 2. Точность обнаружении утечек в газопроводах за счет определения текущей скорости звука с по предлагаемому способу и по прототипу Способ определения текущей скорости звука Величина скорости звука, м/c Точность обнаружении утечки (величина отклонение линейной координаты места утечки, полученной заявленным способом, от фактической), м Пример по заявляемому способу 400,24 1 Пример по прототипу 397,74 /398,37 22/16

В таблице 2 наглядно представлено, что применение заявляемого способа позволяет добиться более высокой точности обнаружения утечки, поскольку отклонение расчетной линейной координаты места утечки от фактической координаты при применении заявляемого способа составило 1 м, а при использовании способа-прототипа составило не менее 16 м. При этом при использовании заявляемого способа в отличие от прототипа не требуется установка плотномера, термометров и манометров в непосредственной близости от акустических датчиков в составе системы обнаружения утечек, так как в заявляемом способе для получения значений компонентного состава давления и температуры при определении скорости звука могут быть использованы штатно установленные хроматограф, манометры и термометры, входящие в состав штатного оборудования газопровода и используемые для контроля режима работы газопровода.

Следует отметить, что несмотря на большую протяженность трубопроводов, тот факт, что предлагаемый способ обеспечивает возможность повышения точности определения места утечки даже на несколько метров точнее, является существенным преимуществом, так как для герметизации утечки необходимо проводить земляные работы для расшурфовки трубопровода, а расшурфовка например дополнительных 15 м потребует значительных материально-технических ресурсов, а также приведет к увеличению сроков устранения утечки, что в свою очередь, повышает риск социального и экологического ущерба.

Таким образом, из расчетов видно, что в соответствии с предложенным способом место возникновения утечки определено более точно, что подтверждено экспериментально при проведении испытаний на магистральном газопроводе диаметром 1000, при определении места утечки.

В отличие от прототипа определяют границы и длину контролируемого участка газопровода, где произошла утечка;

В отличие от прототипа определяют компонентный состав газа, среднюю текущую температуру газа, среднее текущее давление газа и среднюю текущую скорость звука в газе на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка;

В отличие от прототипа определяют линейную координату утечки на газопроводе на основании средней текущей скорости звука на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, определенной с учетом компонентного состава средней текущей температуры и среднего текущего давления газа на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка;

Заявляемый способ может найти широкое применение для обнаружения утечек в газопроводах в связи с высокой точностью их обнаружения.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для повышения точности обнаружения утечек в газопроводах. Технический результат заключается в повышении точности определения текущей скорости распространения звука на всем контролируемом участке газопровода, исходя из измеренных значений температуры, давления и состава газа, что позволяет с высокой точностью определить линейные координаты утечек в газопроводе. Способ включает установку акустических датчиков, датчиков температуры и давления на газопровод, регистрацию и измерение акустических сигналов, распространяющихся внутри газопровода, анализ акустических сигналов с датчиков и выбор акустического датчика, показавшего максимальную амплитуду акустического сигнала, в качестве маркерного датчика, наиболее близко расположенного к утечке, измерение температуры, давления, плотности газа и определение скорости звука в газе, определение разницы во времени прихода акустических сигналов на акустические датчики, наиболее близко расположенные выше и ниже по течению газа относительно утечки. В способе устанавливают границы и длину контролируемого участка газопровода, где произошла утечка, определяют компонентный состав газа, среднюю текущую температуру газа, среднее текущее давление газа и среднюю текущую скорость звука в газе на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, определяют линейную координату утечки на газопроводе на основании средней текущей скорости звука на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, определенной на основе компонентного состава, средней текущей температуры и среднего текущего давления газа на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка. 6 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.

1. Способ обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе, включающий

установку акустических датчиков, датчиков температуры и давления на газопровод, регистрацию и измерение акустических сигналов, распространяющихся внутри газопровода, анализ акустических сигналов с датчиков и выбор акустического датчика показавшего максимальную амплитуду акустического сигнала, в качестве маркерного датчика, наиболее близко расположенного к утечке, измерение температуры, давления, плотности газа и определение скорости звука в газе, определение разницы во времени прихода акустических сигналов на акустические датчики, наиболее близко расположенные выше и ниже по течению газа относительно утечки,

отличающийся тем, что

устанавливают границы и длину контролируемого участка газопровода, где произошла утечка, определяют компонентный состав газа, среднюю текущую температуру газа, среднее текущее давление газа и среднюю текущую скорость звука в газе на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, определяют линейную координату утечки на газопроводе на основании средней текущей скорости звука на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, определенной на основе компонентного состава, средней текущей температуры и среднего текущего давления газа на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка.

2. Способ обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе по п.1, отличающийся тем, что за начальную границу контролируемого участка газопровода, где произошла утечка, принимают место установки на газопровод манометра, расположенного выше по течению газа наиболее близко относительно маркерного датчика, при этом манометр должен быть расположен на расстоянии, превышающем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками, а за конечную границу контролируемого участка газопровода, где произошла утечка, принимают место, расположенное на половине расстояния между маркерным датчиком и акустическим датчиком, расположенным наиболее близко и ниже по течению газа.

3. Способ обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе по п.2, отличающийся тем, что длину контролируемого участка газопровода, где произошла утечка, определяют по формуле:

Lстт= (Хмакс-Xм)+(Lд/2),

где Lстт - длина контролируемого участка газопровода, где произошла утечка, м,

Хм – линейная координата манометра, наиболее близко расположенного выше по течению газа относительно маркерного датчика, но удаленного от него на расстояние, превышающее расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками м,

Хмакс – линейная координата маркерного датчика, м,

Lд - расстояние между маркерным датчиком и акустическим датчиком, расположенным наиболее близко и ниже по течению относительно маркерного датчика, м.

4. Способ обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе по п.1, отличающийся тем, что компонентный состав газа на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка определяют хроматографом, расположенным наиболее близко к маркерному датчику.

5. Способ обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе по п.1, отличающийся тем, что среднюю текущую температуру газа на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, определяют на основе текущей температуры газа в точке расположения маркерного датчика и средней текущей температуры газа на участке газопровода между манометрами, расположенными наиболее близко выше и ниже по течению газа относительно маркерного датчика, но на расстоянии от него не менее чем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками по формуле:

Тсу= (Ттт+ Тст)/2,

где Тсу – средняя текущая температура газа на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка, К;

Ттт – текущая температура газа в точке расположения маркерного датчика, К;

Тст – средняя текущая температура газа на участке газопровода между манометрами, расположенными наиболее близко выше и ниже по течению газа относительно маркерного датчика, но на расстоянии от него не менее чем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками, К.

6. Способ обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе по п.5, отличающийся тем, что текущую температуру газа в точке расположения маркерного датчика и среднюю текущую температуру газа на участке газопровода между манометрами, расположенными наиболее близко выше и ниже по течению газа относительно маркерного датчика, но на расстоянии от него не менее чем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками определяют на основе:

– измеренных температуры, давления и состава газа на контролируемом участке газопровода, где произошла утечка,

– среднего текущего давления на контролируемом участке газопровода,

– расстояний между манометрами и акустическими датчиками,

– длины контролируемого участка газопровода, где произошла утечка,

– средних значений температуры грунта на глубине заложения оси газопровода, коэффициента теплопередачи от газа в окружающую среду, изобарной теплоемкости газа, коэффициента Джоуля-Томсона газа и плотности природного газа на контролируемом участка газопровода, где произошла утечка,

– диаметра и пропускной способности газопровода.

7. Способ обнаружения линейной координаты утечки в газопроводе по п.1, отличающийся тем, что среднее текущее давление газа на контролируемом участке определяют на основании значений давления, измеренных, по меньшей мере двумя манометрами, расположенными наиболее близко выше и ниже по течению газа относительно маркерного датчика, но на расстоянии от него не менее чем расстояние между ближайшими соседними акустическими датчиками.