Поиск утечек газа на сетях газораспределения, основанный на новых принципах
В статье рассмотрены новые технологии в газораспределении, позволяющие своевременно выявить утечки природного газа. Практика применения лазерных детекторов утечек метана и тепловизоров для оптической визуализации газов.
Новые технологии в газораспределении
В статье рассмотрены новые технологии в газораспределении, позволяющие своевременно выявить утечки газа. Основная задача газораспределительных организаций – обеспечение надёжного и безопасного газоснабжения. Данная задача реализуется посредством своевременного проведения регламентных работ, использования качественного оборудования, современных технологий и приборов, применяемых на объектах сетей газораспределения, на всех этапах их жизненного цикла.
В настоящее время на рынке представлено много технологий и оборудования, позволяющих, по информации производителей, существенно повысить качество регламентных работ на объектах сетей газораспределения. Апробация предлагаемых различными производителями технологий и оборудования одинакового назначения позволяет подтвердить или опровергнуть заявленные характеристики, а также провести сравнительный анализ для выбора наиболее эффективных как с технической, так и с экономической точек зрения.
При этом в первую очередь в газораспределении ведётся поиск и апробация технологий и оборудования, направленных на решение наиболее распространенных неисправностей и проблем, а также штатных процедур, требующих значительных ресурсов для их выполнения.
Выявление утечек газа
Существует множество причин для возникновения утечки природного газа (метана) (далее – утечка газа) на сети газораспределения. Это коррозионные повреждения газопроводов, потеря герметичности разъёмных соединений и уплотнений, утечки газа через клапаны и затворы запорной арматуры на сбросных газопроводах, а также дефекты сварных швов. Применение современного оборудования и уплотнительных материалов позволяет снизить вероятность возникновения утечек газа и их величину. Задача газораспределительной организации – своевременно идентифицировать и устранить утечки газа до того, как они станут причиной аварийных и нештатных ситуаций. Также скорейшее устранение утечек газа минимизирует негативное влияние на экологию.
Признаки утечки газа надо знать
Выявление утечек газа на газопроводах проводится при мониторинге охранных зон газопроводов по внешним признакам (пожелтению растительности на трассе, появлению пузырей на поверхности воды, запаху одоранта, шипению газа, появлению бурых пятен на снегу и др.), технических осмотрах и обследованиях газопроводов с помощью переносных течеискателей и газоанализаторов.
Оборудование для поиска утечек газа
Выявление утечек газа в пунктах редуцирования газа (ПРГ) проводится при технических осмотрах и техническом обслуживании по внешним признакам, с помощью переносных течеискателей и газоанализаторов, мыльной эмульсии или в ходе постоянного мониторинга утечек газа системой телеметрии, сблокированной со стационарно установленными в ПРГ сигнализаторами загазованности. Также утечки газа могут быть выявлены по заявкам потребителей в аварийную службу о запахе газа.
Приведенные методы позволяют с высокой вероятностью выявить утечки газа из подземных газопроводов, а также из арматуры и разъемных соединений на наземных и надземных газопроводах. В то же время вероятность выявления утечек газа на технологических газопроводах, предназначенных для сброса газа в атмосферу при нештатных ситуациях и техническом обслуживании ПРГ (далее – сбросные свечи) невысока, т. к. выход газа осуществляется на высоте.
Крупные утечки газа через сбросные свечи могут быть обнаружены по шуму, запаху газа или зафиксированы газоанализаторами, если условия рассеивания утечки газа обеспечивают повышение концентрации метана в зоне отбора пробы. Небольшие утечки газа, как правило, обусловлены неплотным закрытием сбросного клапана или негерметичностью уплотнений в затворе запорной арматуры, выявить их традиционными методами затруднительно. Сбросные свечи обеспечивают рассеивание утечки газа на значительной высоте, и опасности данные утечки газа не представляют.
В то же время наличие таких неконтролируемых утечек оказывает негативное влияние на окружающую среду, приводит к росту потерь газа и может быть предвестником более серьезных инцидентов (трещина в уплотнительном материале через время может привести к его разрыву и возникновению утечки газа в опасных объемах).
Рис. 1. Лазерные детекторы метана, предназначенные для размещения на стационарной опоре или транспорте
Новые методы обнаружения утечек газа
В целях совершенствования методов поиска и выявления утечек газа на сетях газораспределения, в рамках программы апробации новой техники и технологий в области газораспределения и газопотребления ООО «Газпром межрегионгаз» проведена апробация приборов, обеспечивающих принципиально новые методы обнаружения утечек газа. Эти приборы позволяют обнаружить утечку газа с расстояния, без контакта с загазованной средой. Апробацию проходили лазерные детекторы метана и портативная инфракрасная камера (ИК-камера) для обнаружения и визуализации утечек газа.
Принцип работы этих приборов основан на свойстве метана поглощать инфракрасное излучение на определенной длине волны. Излучение фокусируется с помощью оптики на приемнике и преобразуется в понятный человеку вид.
В ИК-камере регистрируется инфракрасное излучение окружающих предметов и преобразуется в картинку на экране камеры. Зоны повышенной концентрации метана на таком изображении выделяются на окружающем фоне. В итоге невидимые невооруженным глазом утечки газа становятся видимыми на экране тепловизора.
В лазерных детекторах метана используется инфракрасный лазерный луч, который, отражаясь от поверхностей за объектом контроля, даёт значительно более сильный сигнал. Прибор принимает отраженный поток излучения и измеряет степень его затухания в спектре поглощения метана. Величина затухания сигнала пересчитывается прибором в плотность метана в слое воздуха на пути лазерного луча. При превышении пороговых величин прибор подает звуковой и световой сигнал. Применение инфракрасного лазера позволяет использовать в приборе более простые детекторы приёма излучения.
В ходе апробации наибольшую чувствительность к утечкам метана с большего расстояния показали лазерные детекторы метана, предназначенные для размещения на стационарной опоре или транспорте. Внешний вид таких приборов приведен на рис. 1.
Применение детекторов утечек газа
Данные приборы дают возможность обнаружить даже маленькие утечки метана с расстояния в несколько десятков метров. Утечка газа объемом 5 л/ч детектировалась с расстояния 40 м. Более крупные утечки газа фиксируются приборами с расстояния до 60 м. Габариты этих приборов не позволяют использовать их в качестве переносных. Их зона применения – это мониторинг утечек газа на площадных объектах, таких как газораспределительные или компрессорные станции, станции приема и хранения сжиженного природного газа.
При размещении газоанализаторов на автомобиле данные приборы могут использоваться для мониторинга утечек газа на фасадных газопроводах, в том числе крышных котельных, на газопроводах, расположенных на мостах и высоких эстакадах, или на газопроводах, расположенных на участках, доступ к которым затруднен или ограничен. Также с помощью приборов возможно осуществлять мониторинг утечек на сбросных свечах. Полезным свойством лазерных детекторов метана является возможность определить загазованность помещения через стекло, что позволяет быстро провести проверку загазованности помещений через окна.
Чувствительность приборов обеспечивает выявление наличия метана в помещении при концентрациях намного меньше нижнего порога распространения пламени, а дальность действия обеспечивает проверку загазованности квартир даже на верхних этажах 9‑этажного дома. Имеется и исполнение приборов для размещения на летательных аппаратах для обследования трассы газопровода с воздуха.
Компактный (переносной) лазерный детектор метана также показал высокую чувствительность к утечкам метана, но со значительно меньшего расстояния. Утечка газа объемом 5 л/ч уверенно детектируется с расстояния 1 м. При увеличении объёма утечки возрастает и расстояние, с которого она обнаруживается. Утечки объемом 15 л/ч фиксируются с помощью прибора с расстояния до 15 м. Эффективная дальность поиска более крупных утечек для этого прибора составляет до 20 м. Следует отметить, что соотношения величины утечки и расстояния её обнаружения не являются постоянной величиной и зависят от условий рассеивания газа. Приведенные результаты получены на фасадном газопроводе при порывистом ветре 6 м/с. В безветренную погоду рассеивание утечки не столь интенсивно, и эффективность выявления утечек повышается.
Рис. 2. Компактный лазерный детектор метана Laser Methane mini
Компактный лазерный детектор метана предназначен для использования в качестве переносного течеискателя. Его внешний вид приведен на рис. 2.
Данный прибор имеет значительно меньшую стоимость по сравнению со стационарными приборами, рассмотренными выше. Дальность его действия позволяет проводить мониторинг утечек газа из надземных газопроводов (например, фасадных), расположенных на небольшой высоте, и выявлять утечки на сбросные свечи. Прибор с высокой эффективностью обнаруживает утечки газа на технических и технологических устройствах, даёт возможность проводить проверку загазованности в колодцах и помещениях, в том числе выявлять загазованность помещения через закрытые окна. Прибор может применяться при технических осмотрах и технических обследованиях подземных газопроводов.
Отличный от используемых в лазерных детекторах метана принцип визуализации утечки накладывает иной подход к поиску утечек газа с помощью ИК-камеры. При поиске утечек газа с помощью ИК-камеры оператор, по сути, производит визуальный осмотр обследуемого газопровода. При этом утечки газа выглядят в объективе камеры как «струйки чёрного дыма». В ходе испытаний прибор показал сопоставимую с компактным лазерным детектором чувствительность к утечкам, но немного большую дальность действия. Внешний вид и индикация утечек представлены на видео.
При этом следует учесть, что с помощью ИК-камеры нельзя определить загазованность помещения, т.к. способ визуализации данного прибора требует наличия зоны с повышенной концентрацией метана на общем фоне. Вместе с тем ИК-камера требует более высокой квалификации работника, а также опыта работы с данным прибором для уверенного и быстрого поиска утечек газа малого объёма.
Прибор позволяет выявлять утечки газа на сбросные свечи, а также проводить мониторинг утечек из надземных газопроводов, технических и технологических устройств.
Применяемые и запланированные к внедрению новые технологии в газораспределении, на основании которых реализована работа современного апробируемого оборудования, позволяют идти газораспределительным организациям в ногу со временем по пути повышения надежности работы объектов газораспределительных систем и совершенствования подходов к их технической эксплуатации.
Источник: Газовая промышленность Спецвыпуск № 3 2019.
Авторы: Д. С. Колобов, ООО «Газпром межрегионгаз» (Санкт-Петербург, РФ),
Д. Е . Р ыбкин, ООО «Газпром межрегионгаз».
#gates-custom-64655e04104b6 h3:after {background-color:#e6be1e!important;}#gates-custom-64655e04104b6 h3:after {border-color:#e6be1e!important;}#gates-custom-64655e04104b6 h3:before {border-color:#e6be1e!important;}
Поиск утечки
Поиск утечки под землей
Трубопроводный транспорт является самым старым способом доставки жидких и газообразных веществ перерабатывающим предприятиям и различным потребителям. Эти инженерные сети представляют собой сложнейшие системы магистральных участков, насосных станций, хранилищ и целой инфраструктуры, обслуживающей их. Аварии на отдельных отрезках могут привести к непоправимому экологическому и экономическому урону, поэтому любые утечки должны быть локализованы и устранены в самые кратчайшие сроки.
Сегодня трубопроводы используются для перекачки углеводородного сырья (нефть, газ и продукты их переработки), воды (питьевой и технической) и даже полезных ископаемых. Протечки на нефтепроводах приводят к масштабным загрязнениям окружающей среды, разрывы газопроводов с последующим воспламенением сырья могут вывести из строя всю магистраль, из-за чего снабжение потребителей необходимым топливом может прекратиться на неопределенный срок. Протечки на водопроводах приводят к падению давления в системе, в результате чего начинаются перебои со снабжением питьевой водой.
Все снабжающие и транспортные компании согласно действующему регламенту обязаны содержать трубопроводы в технически исправном состоянии. А в случае возникновения утечек предпринимать все меры, чтобы как можно быстрее их обнаружить и устранить.
#gates-custom-64655e0410bc6 h3:after {background-color:#e6be1e!important;}#gates-custom-64655e0410bc6 h3:after {border-color:#e6be1e!important;}#gates-custom-64655e0410bc6 h3:before {border-color:#e6be1e!important;}
Способы обнаружения
Даже при наличии актуальных планов и схем расположения трубопроводов, оборудования для мониторинга работы трубопроводов и различных измерительных устройств оперативно обнаружить незначительную утечку крайне сложно. Большинство трубопроводов прокладываются под землей, ниже уровня промерзания грунта, поэтому первые выводы о появлении аварийного участка делают как правило после выявления несоответствий в показаниях приборов расхода и учета. Исключения в данной ситуации составляют магистральные трубопроводы газа и нефти – на них устанавливается множество различных датчиков, которые способны выявлять практически любые аномалии и нарушения в работе транспортной системы. Но как показывает статистика, в России благодаря несанкционированным врезкам происходит хищение до 10% всей транспортируемой нефти, что доказывает невысокую эффективность этих средств контроля.
Трубопроводы подразделяются не только по транспортируемым веществам и материалам, но и по назначению. Они могут быть магистральными, распределительными, технологическими, коммунально-сетевыми. В зависимости от назначения к ним предъявляются свои требования, поэтому трубы для них изготавливаются из различных материалов – бетона, стали, чугуна, полимерных и композитных материалов. Такое разнообразие существенно осложняет поиск утечек на инженерных сетях, так как для начала необходимо найти саму трубу.
Сегодня на различных трубопроводах (в зависимости от классификации по роду транспортируемых веществ) применяют специализированное поисковое оборудование:
Водопровод, канализация и теплосети
Водопровод, канализация и теплосети. Для поиска протечек на данных инженерных сетях применяют акустические течеискатели и корреляционные приборы. Это оборудование использует виброакустические сигналы чтобы выявить свищи в напорных системах. Участки прорыва теплосетей и магистралей горячего водоснабжения также можно определить тепловизором, но только при незначительной глубине залегания.
Трещины и пробоины в подземных газопроводах
Трещины и пробоины в подземных газопроводах можно обнаружить газоанализатором. Данное оборудование способно выявить даже незначительное содержание искомого газа в воздушной среде. По мере возрастания концентрации обнаруживается место утечки.
Аварии на нефтепроводах
Аварии на нефтепроводах (бензопроводах, мазутопроводах) обнаруживаются быстрее всего – эти продукты стремительно выходят на поверхность и образуют обильные участки загрязнения с характерным резким запахом. Но если нефтепровод залегает на значительной глубине, а на поверхности имеется бетонное (асфальтобетонное) покрытие, то обнаружить протечку можно при помощи георадиолокации.
Георадарное зондирование является самым универсальным способом обнаружения подземных течей – он работает с любыми трубами (независимо от материала их изготовления) и способен безошибочно определить место утечки любой жидкости.
Обнаружение участка протечки трубы с помощью георадара
Георадар представляет собой разновидность радиолокатора, который сканирует среду при помощи коротких электромагнитных импульсов. В отличие от длинных волн, излучаемых антеннами РЛС, короткие обладают значительно большей проникающей способностью, благодаря чему становится возможным обследовать грунты, скальные породы и даже армированный бетон.
У прибора имеются сменные антенные блоки, которые работают в различных диапазонах частот, благодаря чему можно увеличить глубину зондирования или повысить разрешающую способность (качество) сканирования верхних разделов. Геолокация способна выявить любые неоднородности и отдельные включения в средах, потому как различные материалы и вещества обладают собственными электрофизическими свойствами. Это дает возможность выделить отдельные слои, такие как асфальт, грунт, песчано-гравийная смесь и прочие. Имея представление о срезе можно искать неоднородности под дорогами и бетонированными площадками. Диэлектрическая проницаемость воды значительно выше чем у сухого грунта, поэтому сигнал в них распространяется значительно медленнее. Такая область на радарограмме имеет особый контраст, так что обнаружить утечку возле трубы не составит трудности.
#gates-custom-64655e04137fc h3:after {background-color:#e6be1e!important;}#gates-custom-64655e04137fc h3:after {border-color:#e6be1e!important;}#gates-custom-64655e04137fc h3:before {border-color:#e6be1e!important;}
Расчет стоимости
Калькулятор расчета цены
#gates-custom-64655e0413d4c h3:after {background-color:#e6be1e!important;}#gates-custom-64655e0413d4c h3:after {border-color:#e6be1e!important;}#gates-custom-64655e0413d4c h3:before {border-color:#e6be1e!important;}
Выполненные объекты
Отчеты по результатам георадиолокационного обследования
У Вас есть вопросы?
Бесплатная консультация геофизика
#gates-custom-64655e0416afa h3:after {background-color:#e6be1e!important;}#gates-custom-64655e0416afa h3:after {border-color:#e6be1e!important;}#gates-custom-64655e0416afa h3:before {border-color:#e6be1e!important;}
Благодарственные письма
Отзывы и рекомендации клиентов
#gates-custom-64655e0418460 h3:after {background-color:#e6be1e!important;}#gates-custom-64655e0418460 h3:after {border-color:#e6be1e!important;}#gates-custom-64655e0418460 h3:before {border-color:#e6be1e!important;}
Нам доверяют:
Клиенты компании
ФГБУ УЭЗ ФС РФ
ГБУ ФХУ Мэрии Москвы
Министерство обороны РФ
Федеральная служба безопасности
Госкорпорация «Росатом»
ОАО «РЖД»
ПАО «Газпром»
Особые Экономические Зоны
ПАО «ВТБ 24»
X5 Retail Group
Агрокомбинат Южный
Терра Аури
ГКУ г. Москвы ЦОДД ПМ
Сад Эрмитаж
Московский планетарий
ГБУ «МАЦ»
Центр обнаружения и устранения утечек в теплотрассах с 1999 года.
Методика поиска утечек в подземных трубопроводах
1
Подтверждение факта наличия утечки
-
А) По внешним признакам
- парение теплотрассы;
- заполненные водой колодцы или камеры;
- поступление воды в систему ливневой канализации;
-
Б) По показаниям приборов
- падение давления;
- повышенный расход;
2
Выявление поврежденного участка
Производится путем последовательного отсечения потребителей и участков трубопровода с помощью задвижек, с учетом п.1
3
Визуальный осмотр трассы
-
А) Выявление мест оттаивания грунта/асфальта в зимний период;
-
Б) Выявление мест подмыва грунта/выхода влаги на поверхность;
-
В) Осмотр вводов в здания, в колодцы и камеры, насколько это возможно;
-
Г) Откачка камер/колодцев и выявление очагов заполнения.
4
Трассировка и разметка трубопровода
Используемое оборудование: трассоискатель
-
А) Подключаем генератор к трубопроводу гальванически или с помощью бесконтактной антенны;
-
Б) С помощью электромагнитного зонда отслеживаем положение трубы, ее повороты, отводы, глубину залегания, места пересечения с электрокабелями и другими трубами.
-
В) Размечаем на плане или в натуре путь трассы, его длину, отмечаем углы поворота и врезки.
5
Изучение геоподосновы в предполагаемом районе утечки
-
А) Обращаем внимание на рядом лежащие трубопроводы – они являются источниками дополнительного шума, похожего на шум утечки;
-
Б) Обращаем внимание на силовые кабели и газопроводы – из-за электрохимических явлений в местах их пересечений с нашей трассой последняя страдает от коррозии.
6
Акустическая диагностика
Используемое оборудование: акустический течеискатель
-
А) Оператор, следуя над размеченной в п.4 трассой, с интервалом в 0,5 – 1 метр производит измерения акустических шумов на поверхности земли;
-
Б) Максимум шумов соответствует месту утечки в трубопроводе.
7
Корреляционный анализ шумов
Используемое оборудование: корреляционный течеискатель
-
А) Датчики прибора устанавливаются на поверхность трубопровода с помощью магнитов;
-
Б) В прибор вводится информация о параметрах трубы (длина, диаметр, материал и т.д.)
-
В) Прибор анализирует шумы внутри трубопровода и выдает на экран график корреляции шумов, максимумы которого соответствуют шуму утечки или неоднородностям трубы, с учетом п.4 и п.5
8
Инфракрасная диагностика
Используемое оборудование: тепловизор
Термограмма поверхности земли над трассой выявляет температурные аномалии, соответствующие месту утечки в теплотрассе либо зависящие от физической конструкции канала и материалов благоустройства по поверхности.
Далее производится анализ результатов и разработка ТЗ для прораба.
Руководствуясь данной методикой, можно успешно обнаружить более 70% повреждений подземных трубопроводов. Еще 10% мы находим, применяя фирменные секретные технологии и ноу-хау, рассказ о которых выходит за рамки данной статьи. Оставшиеся 20% утечек методами неразрушающего контроля выявить невозможно, для их обнаружения и устранения дополнительно к лаборатории подключается наша аварийная бригада.
ДРУГИЕ СТАТЬИ
Изобретение относится к области контрольно-измерительной техники и направлено на возможность обеспечения эффективного способа определения места прорыва газа в трубопроводе вне зависимости от его азимутального расположения при помощи одного распределенного оптоволоконного датчика температуры. Этот результат обеспечивается за счет того, что один из вариантов осуществления способа предусматривает размещение в грунте над поверхностью трубопровода параллельно его оси по меньшей мере одного распределенного оптоволоконного датчика температуры. Между трубопроводом и датчиком или над датчиком устанавливают экран, направляющий поток газа из трубопровода в случае утечки в верхнюю центральную область траншеи, примыкающую к датчику, и препятствующий течению газа в периферийные области траншеи, удаленные от датчика. Другой вариант осуществления способа предусматривает зигзагообразное размещение распределенного оптоволоконного датчика температуры в горизонтальной плоскости над трубопроводом. Осуществляют непрерывное измерение температуры, по понижению которой судят о наличии и месте утечки. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к контрольно-измерительной технике, предназначенной для контроля герметичности газосодержащего оборудования, и, более конкретно, к технике дистанционного определения места утечки газа из магистрального трубопровода, находящегося в траншее под грунтом.
Известны способы визуального контроля трубопровода, заключающиеся в периодическом осмотре земли вдоль трассы с целью выявления утечек (см., например, Ионин Д.А., Яковлев Е.И. Современные методы диагностики магистральных газопроводов. – Л.: Недра, 1987. – С.69-71). Но эти способы весьма трудоемки и не всегда осуществимы из-за климатических и природных условий.
Известны также способы обнаружения утечек путем пропуска внутри контролируемого трубопровода различных устройств с установленными средствами измерения, обработки и хранения данных измерения (см., например, RU 15518 U1). Недостатки таких способов – сложность аппаратуры, необходимость в специальном оборудовании и низкая чувствительность к малым и средним утечкам газа из трубопровода.
Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ определения места утечки газа из подземного трубопровода, описанный в заявке США 2004/0154380. Указаный способ также предусматривает использование распределенного оптоволоконного датчика температуры, уложенного непосредственно на трубу трубопровода и закрытого экраном. Недостаток данного способа заключается в том, что в случае повреждения экрана при разрыве трубопровода с большими потерями газа эффективность работы системы детектирования сильно снижается из-за фильтрации газа вокруг экранированного трубопровода, минуя оптоволоконный датчик температуры. Кроме того, при малых расходах газа из разрыва трубопровода имеет место низкая эффективность работы системы детектирования из-за интенсивного теплообмена потока фильтрующегося газа утечки с основным потоком газа в трубопроводе через стенку трубы.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении эффективного способа определения места прорыва газа в трубопроводе, вне зависимости от его азимутального расположения, при помощи одного распределенного оптоволоконного датчика температуры.
Данный технический результат достигается за счет того, что в траншее над поверхностью расположенного в грунте трубопровода и параллельно его оси размещают по меньшей мере один распределенный оптоволоконный датчик температуры, снабженный экраном, направляющим поток газа из трубопровода в случае утечки от места утечки в верхнюю центральную область траншеи, примыкающую к датчику, и препятствующим течению газа в периферийные области траншеи, удаленные от датчика, и осуществляют непрерывное измерение температуры, по понижению которой судят о наличии и месте утечки. Экран может быть размещен между распределенным оптоволоконным датчиком температуры и трубопроводом или над оптоволоконным датчиком температуры. Экран может быть выполнен в виде металлического или пластикового листа с перфорацией в центральной части, примыкающей к вертикальной оси трубопровода. Экран может быть также выполнен в виде по меньшей мере двух металлических или пластиковых листов, расположенных в траншее с зазором, в котором размещают датчик, и препятствующих течению газа в периферийные области траншеи.
Другой вариант реализации изобретения предусматривает зигзагобразное расположение распределенного оптоволоконного датчика температуры в горизонтальной плоскости над трубопроводом.
Распределенный оптоволоконный датчик температуры должен находится на расстоянии от 20 до 80 см над трубопроводом. Точное расстояние от трубопровода до датчика определяется в зависимости от диаметра трубопровода (прямо пропорционально диаметру).
Способ определения места утечки природного и других газов с помощью непрерывного измерения температуры основан на идее использования теплового эффекта значительного падения давления в потоке газа, вытекающего из трубопровода. Изменение температуры в потоке газа или жидкости, вызванное падением давления, известно как эффект Джоуля-Томсона. В стационарном приближении падение температуры может быть рассчитано как произведение коэффициента Джоуля-Томсона на величину падения давления. В случае смесей природных газов это соответствует охлаждению с характерной величиной коэффициента Джоуля-Томсона порядка нескольких градусов на один мега паскаль падения давления. При этом полное падение температуры между потоком в трубе и потоком газа утечки в траншее может достигать 100 градусов Цельсия. Это падение температуры может быть измерено с помощью распределенного оптоволоконного датчика температуры, уложенного выше трубопровода по причинам технологического удобства размещения распределенного оптоволоконного датчика в траншее.
Обычно можно считать, что проницаемость материала, заполняющего траншею трубопровода намного выше, чем проницаемость окружающей почвы. Местом образования утечки газа может быть как нижний сегмент трубопровода, поскольку причиной образования сквозных повреждений или трещин трубопроводов является коррозия, которая наиболее вероятна в местах скопления воды в траншее, так и верхний сегмент трубопровода, где высока вероятность механических повреждений трубопровода при его укладке в траншею. В обоих случаях благодаря более высокой проницаемости засыпки в траншее по сравнению с неповрежденным грунтом вне ее, наиболее вероятное направление движения газа из места утечки – наверх, к поверхности земли через засыпку. Полный поток газа распределяется по поперечному сечению траншеи. Вследствие этого в случае малых и умеренных расходов утечки газа локальное охлаждение газа и материала засыпки в зоне расположения распределенного оптоволоконного датчика температуры может быть ниже порога чувствительности измерительной системы датчика.
Расположение перфорированного экрана в виде металлического или пластикового листа между трубопроводом и распределенным оптоволоконным датчиком температуры или выше датчика позволит сконцентрировать поток холодного газа в центральной зоне в верхней части траншеи. Перфорационные отверстия в экране делаются таким образом, чтобы обеспечить поток газа к поверхности через центральную область траншеи и блокировать течение газа через периферийные области траншеи. Вместо перфорированных листов для тех же целей может быть использованы пара листов, уложенных с зазором между ними вблизи вертикальной оси трубопровода, в котором размещают датчик, и препятствующих течению газа в периферийные области траншеи. Возможно также крепление оптоволоконного датчика к экрану.
Таким образом, перфорированный экран или листы с зазором между ними улучшают чувствительность системы измерения температуры к расходу газа утечки за счет концентрации теплового эффекта в области измерения температуры.
Зигзагообразное расположение оптоволоконного датчика в горизонтальной плоскости над подземным газовым трубопроводом позволяет увеличить интегральное уменьшение температуры на интервале усреднения температуры, что приводит к улучшению эффективного пространственного разрешения применительно к данному конкретному случаю применения. Преобладающее направление течения газа из места утечки – вверх, к поверхности земли, преимущественно через засыпку с углом расширения потока газа около 90 градусов. Полная длина вдоль горизонтальной оси трубопровода, на которой засыпка охлаждается в достаточной степени для регистрации распределенным оптоволоконным датчиком температуры, составляет по порядку величины 3-4 диаметра трубопровода, принимая во внимание интенсивный нагрев охлажденного объема за счет потока газа в трубопроводе. Мониторинг температуры вдоль трубопровода подразумевает большое расстояние измерения, от 10 до 30 км, при увеличенном пространственном интервале усреднения температуры до величины порядка 10 м (по сравнению с более короткими расстояниями измерения температуры с помощью распределенного оптоволоконного датчика температуры). Поэтому в случаях малых и умеренных расходов газа из течи среднеинтегральное значение падения температуры на интервале усреднения может оказаться ниже порога чувствительности датчика, принимая во внимание температурные возмущения, вызванные другими факторами, не относящимися к нарушению целостности трубопровода.
Зигзагообразное размещение распределенного оптоволоконного датчика температуры в виде волнистой линии в горизонтальной плоскости позволяет увеличить длину отрезка распределенного оптоволоконного датчика температуры, подверженного воздействию пониженной температуры, вызванной потоком холодного газа из течи, возникшей в трубопроводе. Полное число изгибов распределенного оптоволоконного датчика температуры на единицу длины трубопровода ограничивается полной допускаемой длиной оптоволоконного датчика. Таким образом, количество изгибов и их ширина поперек траншеи могут быть определены расчетами исходя из требуемого пространственного разрешения и допустимой полной длины кабеля.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 показана схема расположения оптоволоконного датчика температуры и экрана в траншее с трубопроводом, на фиг.2 – схема зигзагообразного расположения оптоволоконного датчика температуры в траншее с трубопроводом.
В траншее 1 с высокопроницаемой засыпкой над трубопроводом 2 на расстоянии 20-80 см от его поверхности и параллельно его оси размещают по меньшей мере один распределенный оптоволоконный датчик температуры 3 серийного производства. В случае утечки направление потока газа из места 4 утечки показано стрелками 5. В соответствии с фиг.1 между датчиком 3 и трубопроводом 2 устанавливают экран 6, направляющий поток газа из трубопровода от места 4 утечки в верхнюю центральную область траншеи, примыкающую к датчику 3, и препятствующий течению газа в периферийные области траншеи, удаленные от датчика 3. Экран 6 обеспечивает концентрацию потока газа из места 4 утечки в области, в которой помещен распределенный оптоволоконый датчик 3. Для обеспечения концентрации потока в зоне расположения датчика экран 6 должен быть выполнен с перфорационными отверстиями в центральной части, примыкающей к вертикальной оси трубопровода. Экран 6 может быть также выполнен в виде по меньшей мере двух металлических или пластиковых листов, расположенных в траншее 1 с зазором, в котором размещают датчик 3. Осуществляют непрерывное измерение температуры, по падению которой судят о наличии и месте утечки.
За счет выполнения отверстий в экране 6 вблизи вертикальной оси трубопровода обеспечивается блокирование потока газа по периферии траншеи вдали от распеределенного оптоволоконного датчика 3 и поток газа направляется через отверстия вблизи датчика 3. Концентрация потока холодного газа позволяет значительно увеличить падение температуры вблизи распределенного оптоволоконного датчика, что улучшает чувствительность системы.
В соответствии с фиг.2 распределенный оптоволоконный датчик 3 температуры расположен зигзагообразно в горизонтальной плоскости над трубопроводом 2. Направление потока газа из места 4 утечки показано стрелками 5. Преобладающее направление течения газа из места утечки – вверх, к поверхности земли, преимущественно через засыпку с углом расширения потока газа около 90 градусов. Осуществляют непрерывное измерение температуры, по падению которой судят о наличии и месте утечки.
Зигзагообразное расположение распределенного оптоволоконного датчика 3 температуры позволяет увеличить длину отрезка датчика, подверженного воздействию пониженной температуры, вызванной потоком 5 холодного газа из места 4 утечки в трубопроводе 2, что улучшает чувствительность системы.
1. Способ определения места утечки газа из подземного трубопровода, находящегося в траншее под грунтом, предусматривающий размещение в грунте над трубопроводом параллельно его оси по меньшей мере одного распределенного оптоволоконного датчика, по показаниям которого судят о наличии и месте утечки, отличающийся тем, что распределенный оптоволоконный датчик располагают над поверхностью трубопровода, в грунте между трубопроводом и датчиком или над датчиком устанавливают экран, направляющий поток газа из трубопровода в случае утечки в верхнюю центральную область траншеи, примыкающую к датчику, и препятствующий течению газа в периферийные области траншеи, удаленные от датчика, и осуществляют непрерывное измерение температуры, по понижению которой судят о наличии и месте утечки.
2. Способ определения места утечки газа из подземного трубопровода по п.1, отличающийся тем, что экран выполнен в виде металлического или пластикового листа с перфорацией в центральной части, примыкающей к вертикальной оси трубопровода.
3. Способ определения места утечки газа из подземного трубопровода по п.1, отличающийся тем, что экран выполнен в виде по меньшей мере двух металлических или пластиковых листов, расположенных в траншее с зазором, в котором размещают датчик, и препятствующих течению газа в периферийные области траншеи.
4. Способ определения места утечки газа из подземного трубопровода, предусматривающий размещение в грунте над трубопроводом параллельно его оси по меньшей мере одного распределенного оптоволоконного датчика, по показаниям которого судят о наличии и месте утечки, отличающийся тем, что распределенный оптоволоконный датчик располагают зигзагообразно в горизонтальной плоскости над поверхностью трубопровода.
1 Преимущества и недостатки природного газа
ПРЕИМУЩЕСТВА:
Отсутствие золы, шлака, выброса твердых
частиц в атмосферу, меньше токсичных
выбросов, высокая теплота сгорания,
удобство транспортировки и сгорания,
облегчение труда обслуживающего
персонала котельной, большое КПД,
улучшение санитарно – гигиенической
обстановки в котельной и вокруг нее.
НЕДОСТАТКИ:
Взрывоопасность смеси, способность
оказывать наркотическое и удушающее
действие на человека, способность
вытекать через неплотности в соединениях,
при неполном сгорании образуется угарный
газ.
2 Способы обнаружения утечек газа
А) Визуальный
– по внешним признакам:
– запах –
газ одорирован
– вспенивание
мыльной эмульсии
– звук – на
среднем и высоком давлении газ выходит
с шипением
– наледь
или снежная шуба
– желтая
трава летом и бурый снег зимой – при
утечке из подземных резервуаров
– пузырьки
на поверхности водоемов, которые при
поджигании горят
Б) Приборный:
– газоанализаторы
– это приборы, определяющие концентрацию
определенного газа.
– газоиндикаторы
– это приборы, констатирующие факт
загазованности и реагируют на любой
газ.
– течеискатели
– датчики
загазованности
–
высокочувствительные газоиндикаторы
Все приборы
должны подвергаться государственной
поверке каждые 6 месяцев.
Определять
утечку газа открытым огнем категорически
ЗАПРЕЩАЕТСЯ!!!
3
4
5 Оказание первой помощи пострадавшему от удушья природным газом
– вынести
пострадавшего на свежий воздух
– в случае
отсутствия сознания и пульса на сонной
артерии – приступить к комплексу
реанимации
– с влучае
потери сознания более 4 минут – перевернуть
на живот и приложить холод к голове
– во всех
случаях вызвать скорую помощь
Билет №2
1 Физико-химические свойства природного газа
Природный
газ не имеет цвета, запаха, вкуса, для
запаха добавляют одорант 16 грамм на
1000м3.
Природный
газ состоит из: метан СН4– 96-98%.,
пропан С3Н8– 1-3%, бутан С4Н10– 1-3%
Природный
газ по сравнению с другими видами топлива
имеет ПРЕИМУЩЕСТВА: Отсутствие золы,
шлака, выброса твердых частиц в атмосферу,
меньше токсичных выбросов, высокая
теплота сгорания, удобство транспортировки
и сгорания, облегчение труда обслуживающего
персонала котельной, большое КПД,
улучшение санитарно – гигиенической
обстановки в котельной и вокруг нее.
2 Типы соединений газопроводов
Сварные
соединения относятся к числу ответственных
элементов сооружения и требуют контроля.
Проверка должна осуществляться
строительно-монтажной организацией и
контролироваться техническим надзором
заказчика и предприятием газового
хозяйства.
Разборные
соединения следует устанавливать в
местах, доступных для осмотра, а так же
для монтажных и ремонтных работ. Вся
газопроводная система линий располагается
в лотках, перекрытых съемными, не дающими
искр щитами.
Фланцевые
соединения газопроводов с аппаратами,
компенсаторами и др, должны иметь точеную
поверхность с уплотняющими рискам для
прокладок.
Все соединения
стальных труб газопроводов следует
выполнять с помощью сварки. Резьбовые
и фланцевые соединения могут применяться
только в местах установки запорной
арматуры, контрольно – измерительных
приборов, регуляторов давления и др
оборудования. Эти соединения газопроводов
должны быть доступны для осмотра и
производства ремонтов. Все газовые
приборы и газогорелочные устройства
следует присоединять к газопроводам
жествим соединением.
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
