Диссертация (1173016), страница 4
Текст из файла (страница 4)
Метод акустической эмиссииОснован на регистрации высокочувствительными пьезоэлектрическимидатчиками, расположенными на заданном участке трубопровода, сигналовакустической эмиссии (АЭ) о микротрещинах в стенке трубы и об утечкахтранспортируемого продукта [14,45,55,73,122,133,160,161,165].Для обнаружения места утечек существует специальное оборудование,позволяющее проводить анализ затухания и времени прихода импульсовакустической эмиссии [7,59].
С помощью специальных программных средстванализируются сигналы от пьезодатчиков и определяются разницы времениприхода звуковых сигналов АЭ к преобразователям. Компьютер обрабатываетпоступающую информацию и, учитывая скорости распространения сигналов АЭ,расстояния между датчиками на трубопроводе, аналитически определяетместонахождение дефекта [55,133].IV. Корреляционный (виброакустический) методОснован на измерении виброакустического сигнала, генерируемого утечкой,с помощью двух датчиков (пьезодатчиков), установленных непосредственно нанефтепроводе [18,62,133,125,149,160,161].23Если установить два датчика с двух сторон от предполагаемого места утечкии измерить с помощью двухканального анализатора взаимно-корреляционнуюфункцию (функцию кросскорреляции), то в этом случае можно определитьзадержку по времени распространения сигнала от утечки до одного и до второгодатчика [125].Данная задержка определяется по максимуму функции кросскорреляциисигналов, измеренных пьезодатчиками.
При известной скорости распространениясигнала по трубе, а также зная расстояние между датчиками, можно аналитическиопределить место положение утечки [8]. При определении местоположения утечкикорреляционным методом необходим правильный выбор частотного диапазонаизмерения и частотной полосы анализа [73,84,133].Также виброакустические сигналы могут создаваться принудительно ииспользоваться в качестве сканирующих сигналов, регистрация которыхпроизводится примерно на одинаковом расстоянии от сечения возбуждения[35,38,50].Точность определения места утечки с помощью данного метода зависит отточности измерения временной задержки, точности измерения расстояния междудатчиками, а также от точности определения скорости распространения сигналаутечки по нефтепроводу.V.
Метод сравнения изменения скорости расходовОснован на мгновенном изменении скорости расходов в начале и в концеучастка нефтепровода при появлении утечки [42,45,61,81,122,133].В начале и конце участка нефтепровода устанавливаются измерительныедиафрагмы, оборудованные устройствами дифференцирования. Электрическиесигналы, отвечающие скорости изменения расхода, по каналам связи непрерывнопоступают в диспетчерский пункт на вход компаратора, где сравниваются спороговыми значениями.
Приближенно место утечки можно определить поразности времен появления всплесков на трендах расходов в контрольныхсечениях.Достоинства:241)эффективен для быстрого обнаружения значительных утечек приустановившемся режиме перекачки, а также обеспечивает непрерывность контроляза появлением значительных утечек;2)обеспечиваетдистанционнуюиавтоматическуюобработкипоступающей информации о появлении утечки, а также остановку перекачки иперекрытие задвижек всего участка нефтепровода;3)применим независимо от погодных условий и не влияет на режимперекачки;4)экономичен в связи с тем, что применяются простые и весьмадолговечные измерительные диафрагмы;5)прямое измерение количественных показателей процесса перекачки.Недостатки:1)имеет низкую чувствительность к величине утечки;2)имеет низкую точность определения места утечки;3)требует остановки перекачки по трубопроводу для обслуживаниярасходомеров;4)присутствуютложныесрабатывания,вызываемыенарушениемсплошного потока перекачиваемого продукта, а также изменением свойств партийперекачиваемой нефти или нефтепродуктов;5)блоки сравнения расхода (компараторы) могут применяться только накоротких участках, так как не учитывают аккумулирующую способностьнефтепровода.VI.
Метод отрицательных ударных волнВо многих источниках данный метод называется методом улавливания волндавления. Основан на регистрации фронта волны изменения давления, котораявозникает в месте утечки из нефтепровода. Место возникновения утечкивычисляют по разнице времени прихода фронта волны в конечные сеченияисследуемогоучастканефтепровода[23,26,30,42,45,47,48,54,56,65,73,81,86,110,112,113,122,123,130,133,150-25153,157,159]. Скорость распространения волны изменения давления равнаскорости звука в потоке перекачиваемого продукта, ограниченном стенками трубы.При движении волны давления ее амплитуда уменьшается, причиной чего являетсягидравлическое сопротивление, причем уменьшение тем больше, чем большескорость потока продукта в нефтепроводе.
В результате для техническойреализацииуказанногометоданеобходимыдостаточноточныедатчикидавления [61,133].Дляповышенияточностиопределенияместоположенияутечкиинаправления распространения волны давления количество датчиков может бытьувеличено, однако для принципиальной работоспособности данного методадостаточно двух.VII. Метод гидравлической локации утечекБазируется на анализе гидравлических характеристик участка нефтепровода.Метод локации места утечки транспортируемого продукта и оценки ееинтенсивности основан на измерении гидравлических уклонов в конечныхсеченияхучасткамагистральногонефтепровода,находящихсяперекачивающихвблизистанций[10,11,21,42,46,47,56,64,68,71,73,77,99,111,122,130,133,136,150-152,154,159].Поизменению гидравлических уклонов на этих сегментах определяется место иинтенсивность утечки.Достоинства:1)низкая стоимость;2)использование только штатных средств КИП;3)оперативность обнаружения утечек;4)позволяет определить интенсивность утечки.Недостатки:1)низкая чувствительность (5...
15 [%] от номинального значения расходатрубопровода), зависящая от расположения дефектного участка [61,133];2)наличие зон в начале и в конце эксплуатационного участка, в которых26утечка с использованием данного метода не определяется;применим3)толькоприустановившемсярежимеэксплуатацииизотермического трубопровода;4)не применим в трубопроводных сетях со сбросами и подкачками;5)чувствительность алгоритма к изменению проходного сечения труб в3-5 раз выше, чем к утечке, что приводит к ложным срабатываниям системыобнаружения утечек;точность метода снижается при уменьшении интенсивности утечки.6)VIII.
Модифицированный метод гидравлической локации утечекДанный метод основан на изменении во времени линии гидравлическогоуклонанефтепровода.Приэтомрассматриваетсяучастокнефтепроводапостоянного внутреннего диаметра, работающий в стационарном режиме икоторый не имеет самотечных участков, лупингов и отводов и транспортируетоднородный продукт (нефть либо нефтепродукт). В определенных сечениях вдольтрубопровода устанавливаются датчики давления, измеряющие изменениедавление во времени в одном сечении трубы [73-75,133].Достоинства:1)оперативность обнаружения утечек;2)позволяет определить интенсивность утечки;3)имеет относительно низкую стоимость.Недостатки:1)не применим для нефтепроводов с непостоянным внутреннимдиаметром;2)не применим для нефтепроводов с отводами и лупингами;3)дает погрешность и ложные срабатывания при возникновении местныхсопротивлений в следствии загрязнения внутренней полости трубы.IX.
Модифицированный метод материального балансаОснован на измерении параметров потока перекачиваемой жидкости27(давления и расхода) на концах контролируемого участка. По результатамизмерений вычисляется баланс поступивших и вытекших масс и сравнивается сизменением массы жидкости на самом участке. При обнаружении дисбалансаделается вывод о наличии утечки [40-43,69,133].Достоинства:1)функционирует как в стационарных режимах, так и в динамике;2)при должной системе автоматизации обеспечивает постоянныймониторинг контролируемого участка нефтепровода и обработку данных;3)позволяет определить интенсивность утечки;4)экономичен.Недостатки:1)увеличивается сложность расчетов для трубопроводов с непостояннымдиаметром и проектными отборами нефти;2)сам метод без дополнительной установки датчиков давления позволяетобнаружить лишь факт присутствия утечки;3)сильно зависит от точности приборов.X.
Тепловой методДанный метод основан на изменение температуры на поверхности надтрассой нефтепровода. Перепады температур колеблются от долей градуса додесятков градусов [21,28,133,137,138,145]. Для реализации данного методаприменяются специальные приборы - тепловизоры, которые используются наспециальных передвижных лабораториях.Тепловизор - устройство для наблюдения за распределением температурыисследуемой поверхности [19].
Распределение температуры отображается надисплее (или сохраняется в памяти прибора) тепловизора в виде цветового поля, накотором определенной температуре соответствует определенный цвет. Какправило, на дисплее отображается диапазон температуры видимой в объективповерхности. Типовое разрешение современных тепловизоров составляет 0,1 [°С].XI. Визуальный метод28Суть метода состоит в обнаружении мест утечек транспортируемой нефтиили нефтепродуктов из подземного (подводного) трубопровода в процессе осмотратрассы трубопровода с помощью обходчиков, автотранспорта, речных катеров,авиации и спутников [5,9,15,17,35,42,54,73,78,81,83,106,108,123,125,145,162].Основными признаками возникновения утечки являются: видимый выходнефтинаповерхность;изменениецвета(пожелтение)илиувяданиерастительности; изменение цвета (потемнение) снежного покрова; появление пеныили пузырей на поверхности воды.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
