Классификация методов контроля утечек

Появление утечек сопровождается целым рядом изменений физико-технического состояния трубопровода и пространства вблизи места их появления. Возникает характерный акустический шум. изменяются давление и скорость потока, потребляемая мощность перекачивающих агрегатов. Ощущается загазованность над поверхностью трассы. Изменяются температура, магнитное поле и электропроводность грунта в зоне выхода продукта из трубопровода. В этой связи существует большое число систем эксплуатационного контроля технического состояния трубопровода.

Общие требования к системам обнаружения утечек и дефектов: точность обнаружения малых повреждений: оператив­ность обнаружения крупных утечек: окупаемость затрат системы контроля.

Среди большого числа методов обнаружения утечек к наиболее эффективным относятся методы постоянного контроля. Из этой группы можно выделить метод математического моделирования гидравлического состояния трубопровода — непрерывное сравнение измеренных гидравлических параметров со значениями, смоделированными в реальном времени с помощью ЭВМ. В случае расхождения значений утечка имеет место, а ее размер и координата определяются расчетным путем.

Существуют различные методы контроля утечек.

Методы статического контроля осуществляется на трубопроводах, временно остановивших перекачку. Перекрываются задвижки на определенном участке и в течение 15 мин наблюдают за изменением в нем давления. Этот метод позволяет фиксировать утечку 0.6 м-^ч/ч. Недостатком метода является невозможность фиксации места повреждения.

Физические методы контроля: изменение давления или расхода перекачиваемого продукта: акустической эмиссии: магнитной дефектоскопии; радиационный; визуальный; трассирующих газов и др.

Рассмотрим установившееся истечение жидкости плотностью при постоянном напоре Н в атмосферу через малое отверстие площадью ω в днище резервуара (рисунок. 6.1). Отверстие считается малым, если его диаметр d < 0,1Н.

Рисунок 6.1 – Сжатое сечение струи жидкости на выходе из отверстия

Частицы жидкости не могут двигаться по изломанным траекториям. имеющим угловые точки. Траектории частиц жидкости по мере их приближения к отверстию плавно искривляются. Наибольшее искривление испытывают траектории тех частиц, которые подходят к отверстию вдоль стенки резервуара или трубы. В местах искривления траектории возникает центробежная сила, направленная внутрь струи, в результате чего живое сечение струи постепенно уменьшается до некоторой минимальной величины ω_с. Это сечение, которое называют сжатым сечением отстоит от плоскости отверстия примерно на расстоянии одного диаметра d. Ниже этого сечения жидкость какое-то время движется в виде компактной струи, затем струя насыщается воздухом, начинает дробиться и те­ряет компактность.

Величина отношения

е = ω_с./ ω (6.1)

называется коэффициентом сжатия струи.

Все потери напора сосредоточены в плоскости отверстия, которое является местным сопротивлением. Скорость жидкости в сжатом сечении определяется из выражения

(6.2)

где (φ — коэффициент скорости, учитывающий все местные сопротивления при истечении жидкости: Н — напор, под действием которого происходит истечение:

(6.3)

где р — избыточное давление в резервуаре; z — уровень жидкости над отверстием (геометрический напор).

Расход жидкости через отверстие равен произведению скорости струи на площадь ее сжатого сечения:

(6.4)

где µ = εφ – коэффициент расхода.

По мере увеличения срока службы трубопроводов увеличи­вается вероятность аварий за счет нарушения их герметич­ности. Среди множества причин, приводящих к нарушению целостности трубопроводов, наиболее распространенными являются: механические повреждения: коррозия металла: за­водской брак при изготовлении труб: плохая сварка стыков при монтаже; нестационарные процессы в трубах, сопровождае­мые резкими колебаниями давления.

Процесс учета утечек нефти достаточно трудоемок. Суще­ствуют специальные компьютерные программы для расчета аварийного истечения нефти из трубопровода при его разгер­метизации. Процесс истечения нефти из отверстия в стенке трубы включает в себя следующие три стадии.

Первая стадия напорного истечения происходит при ра­ботающей НПС от момента аварии до момента отключения перекачивающей станции. В этот период давление в месте ава­рии не меняется во времени и количество вытекшей нефти определяется разностью давлений, площадью отверстия и про­должительностью этого периода.

Вторая стадия истечения происходит с момента отклю­чения перекачивающей станции до момента изоляции по- врежденногоучастка нефтепровода линейными задвижками. В течение этой стадии нефть вытекает через отверстие под действием собственного веса. При этом в наивысших точках трубопровода последовательно происходят разрывы сплошно­сти потока и образуются полости, заполненные насыщенны­ми парами нефти.

Третья стадия безнапорного истечения начинается с мо­мента перекрытия линейных задвижек, отсекающих повреж­денный участок трубопровода, до момента ликвидации аварии или полного вытекания транспортируемой жидкости. На этой стадии нефть также вытекает под действием собственного веса.

По мере вытекания жидкости из трубы высотная отметка зеркала гуменьшается, поэтому в расчетах учитывают, что эта отметка является функцией времени z =f[t). После достиже­ния опускающимся зеркалом отметки вершины V-образного колена жидкость в этом колене останавливается, столб жид­кости разрывается. Далее зеркало нефти опускается, начиная с вершины колена трубы.

Контрольные вопросы:

1. Какие общие требования к системам обнаружения утечек?

2. Назовите основные причины, приводящие к нарушению целостности трубопровода.

3. Какие стадии включает в себя процесс истечения нефти из трубопровода. Опишите их.