Cómo detectar fugas de aire en tuberías de corte manual de gas y sus pasos de detección
Las tuberías de drenaje de la caldera las coloca la unidad de instalación de acuerdo con las condiciones del lugar, y la mayoría de ellas se colocan a lo largo de la caldera. La fuga de este tipo de tubería tiene las siguientes situaciones: las condiciones de soldadura en la parte posterior de la junta de colocación de la tubería son malas y hay muchos defectos de soldadura, lo que resulta en fugas; hay más fugas en la junta entre la tubería y la válvula; principalmente porque la tubería no está ranurada y la contraparte no es concéntrica ni está desalineada. Las fugas en la junta a tope o en la línea de parada de soldadura entre la junta del tubo colector y la tubería se deben principalmente a que la tubería está fijada al marco de acero, el cabezal se expande con la caldera, la fatiga de la junta debido a los frecuentes arranques y paradas de la caldera; Estallido de tuberías debido al adelgazamiento por corrosión interna y externa, causado principalmente por un drenaje interno deficiente y corrosión externa por lluvia. Para este tipo de fuga, las tuberías de purga y drenaje de la caldera se pueden inspeccionar mediante mediciones de espectro y espesor, se pueden reemplazar las tuberías adelgazadas y se pueden volver a soldar todas las juntas de instalación para realizar pruebas no destructivas. Realinear tuberías mal expandidas.
Las tuberías de agua de atemperamiento del sobrecalentador y del recalentador también tendrán fugas. Existen las siguientes situaciones: La placa de orificio de flujo de agua de atemperamiento tiene fugas ya que la placa de orificio de flujo de agua de atemperamiento original de la caldera es del tipo brida. el diseño es compacto, el caudal y la temperatura de cada ramal son diferentes; las fugas en las tuberías se deben principalmente al hecho de que las tuberías de agua sobrecalentada generalmente se colocan una al lado de la otra, con espacios pequeños o incluso nulos entre las tuberías, lo que provoca desgaste y fugas debido. a la vibración durante la operación debido a la erosión media y al adelgazamiento de las paredes de la tubería. Las fugas ocurren principalmente en los codos. Las fugas de soldadura de las tuberías son causadas principalmente por la falta de ranuras y muchos defectos de soldadura; Para resolver los problemas anteriores, se pueden tomar las siguientes medidas: (1) Cambiar la placa de orificio de flujo de la brida a una tipo soldada y mantener la distancia adecuada para facilitar el mantenimiento y la operación, verificar y medir el espesor de la tubería de agua de desrecalentamiento; y reemplácelo con tuberías de pared más delgada, y vuelva a soldar todas las juntas sin biseles, organice y fije el sistema de tuberías adecuadamente para evitar la fricción, y tome medidas de aislamiento a prueba de lluvia para evitar la corrosión externa.
Dado que la mayoría de los manguitos de temperatura de la caldera principal, el sistema de vapor de recalentamiento y el sistema de suministro de agua están roscados, a medida que aumenta el número de arranques y paradas después del funcionamiento, el flujo del medio en la tubería provocará vibraciones. , lo que provoca fugas en las roscas del manguito de temperatura, lo que requiere el reemplazo del manguito de temperatura durante la reparación de soldadura o el ajuste de la unidad, lo que representa una cierta amenaza para la operación segura y económica. La solución es reemplazar el manguito medidor de temperatura roscado por un manguito medidor de temperatura soldado mediante una revisión de la unidad.
Se analizaron los métodos de detección de fugas de oleoductos nacionales y extranjeros, y se discutieron los métodos de monitoreo antirrobo de oleoductos en campos petroleros. En vista del problema del monitoreo antirrobo de oleoductos, se señaló que las tecnologías clave del sistema de monitoreo antirrobo de oleoductos son las alarmas de detección de fugas en los oleoductos y la ubicación precisa de los puntos de fuga, y la aplicación del oleoducto. Se introdujo un sistema de monitoreo de fugas en el campo petrolífero de Shengli.
Palabras clave:
Monitoreo de fugas en oleoductos y prevención de robos
Las fugas son la principal falla en la operación de los oleoductos. Especialmente en los últimos años, se han producido con frecuencia accidentes por fugas de petróleo causados por perforaciones y perforaciones por corrosión de los oleoductos, lo que interfiere gravemente con la producción normal y provoca enormes pérdidas económicas. Las pérdidas económicas anuales sólo del campo petrolífero de Shengli ascienden a decenas de millones de yuanes. Por lo tanto, la investigación y aplicación de sistemas de monitoreo de fugas en oleoductos se ha convertido en un problema urgente que debe resolverse en el campo petrolero. La tecnología avanzada de monitoreo automático de fugas en tuberías puede detectar fugas a tiempo y tomar medidas inmediatas, reduciendo así en gran medida la ocurrencia de casos de robo de petróleo y pérdidas por fugas de petróleo, y tiene beneficios económicos y sociales obvios.
El estado actual de la tecnología de monitoreo de fugas de oleoductos en el país y en el extranjero 1
La tecnología de monitoreo automático de fugas de oleoductos se ha utilizado ampliamente en el extranjero. La legislación en países desarrollados como Estados Unidos requiere. que las tuberías deben adoptar un sistema eficaz de control de fugas.
Existen tres métodos principales para la detección de fugas en oleoductos: método biológico, método de hardware y método de software.
1.1 Método biológico
Este es un método tradicional de detección de fugas que utiliza principalmente personas o animales entrenados (perros) para caminar a lo largo de la tubería para verificar si hay anomalías en los accesorios y el olor de la tubería. Olores liberados por las tuberías, escucha de sonidos, etc.
Este método es directo y preciso, pero tiene un rendimiento deficiente en tiempo real y consume mucha mano de obra.
1.2 Métodos de hardware
Incluyen principalmente detectores visuales, detectores acústicos, detectores de gas, detectores de presión, etc. Los detectores de visión utilizan sensores de temperatura para medir los cambios de temperatura en las fugas, como cables multisensor que corren a lo largo de la tubería. Cuando se produce una fuga en una tubería, un detector sónico emite un sonido cuando el fluido sale de la tubería. Las ondas sonoras viajan a una velocidad determinada por las propiedades físicas del fluido en la tubería. Un detector sónico detecta esta onda y encuentra la fuga. Por ejemplo, el sistema acústico de detección de fugas (wavealert) desarrollado por Houston Acoustic Company (ASI) en Estados Unidos consta de múltiples conjuntos de sensores, decodificadores, transmisores inalámbricos, etc. La antena se extiende desde el suelo para comunicarse con el centro de control. Este método está limitado por el rango de detección y se deben instalar muchos sensores acústicos a lo largo de la tubería. Los detectores de gas requieren el uso de muestreadores de gas portátiles que caminan a lo largo de las tuberías para detectar fugas de gases.
1.3 Método software
Utiliza los datos de flujo, presión y temperatura proporcionados por el sistema SCADA a través de métodos como cambios de flujo o presión, balance de masa o volumen, modelos dinámicos y punto de presión. Software de análisis. Detectar fugas. Las empresas extranjeras conceden gran importancia a la operación segura de los oleoductos, y la tecnología de monitoreo de fugas en los oleoductos es relativamente madura y ampliamente utilizada. Después de un largo período de investigación y desarrollo, Shell ha producido un nuevo sistema de detección de fugas en tuberías, denominado ATMOS Pine. ATMOS Pine está diseñado basándose en el principio de análisis estadístico. Utiliza un método de análisis de secuencia optimizado (método de prueba de relación de probabilidad de secuencia) para medir los cambios de comportamiento general del flujo y la presión de entrada y salida de la tubería para detectar fugas. Tiene funciones avanzadas de reconocimiento gráfico. . El sistema puede detectar fugas de hasta 1,6 kg/s sin falsas alarmas.
En la actualidad, la mayoría de los oleoductos de larga distancia en los campos petroleros nacionales no tienen instalados sistemas automáticos de detección de fugas. Se basan principalmente en la inspección manual a lo largo del oleoducto y la lectura manual de los datos de operación del oleoducto, lo cual es muy perjudicial. para la operación segura del oleoducto. Desde la década de 1990 se viene informando de investigaciones sobre tecnología de monitoreo de fugas para oleoductos de larga distancia en mi país, pero sólo en los últimos dos años se han logrado avances que han jugado un papel en la producción. El Departamento de Automatización de la Universidad de Tsinghua, el Instituto de Investigación de Instrumentos de Precisión de la Universidad de Tianjin, la Universidad de Pekín y la Universidad del Petróleo han realizado investigaciones en esta área. Por ejemplo, el estado operativo de la tubería y el sistema de monitoreo de fugas (método de onda de presión) desarrollado por la Universidad de Tianjin está instalado en la primera estación de Puyang a la sección Huaxian de la línea Zhongyuan-Luoyang, y el sistema de detección de fugas (principalmente una combinación de onda de presión negativa método) desarrollado por la Universidad de Tsinghua (método de gradiente de presión) se aplicó en Northeast Pipeline Bureau en 1993.
Investigación sobre tecnología de monitoreo de fugas en oleoductos
A través del análisis y la comparación de varias tecnologías de detección de fugas en oleoductos en el país y en el extranjero, combinadas con los requisitos especiales para el monitoreo antirrobo de oleoductos, Shengli Oilfield Oil and Gas Gathering and Transportation Company y otras unidades organizaron investigaciones e investigaciones extensas y en profundidad.
La tecnología clave del sistema de monitoreo antirrobo resuelve dos problemas: uno es la alarma para la detección de fugas en las tuberías y el otro es el posicionamiento preciso del punto de fuga. Para estas dos tecnologías clave, la idea técnica adoptada por Shengli Oilfield es: se utiliza principalmente el método de detección de ondas de presión (ondas de presión negativas) y se complementa el método de detección de flujo.
2.1 Composición del hardware del sistema
①Sistema informático: se instala una computadora de control industrial en los extremos ascendente y descendente de la tubería para la recopilación de datos y el procesamiento de software.
②Instrumento principal: transmisor de presión
Sensor de temperatura
Sensor de flujo
③Sistema de transmisión de datos: utiliza dos conjuntos de equipos de microondas de espectro extendido que realizan Transmisión de datos en tiempo real.
2.2 Método de detección de fugas
2.2.1 Método de onda de presión negativa
Cuando una tubería de larga distancia tiene fugas, debido a la diferencia de presión entre el interior y el exterior de la tubería, la presión en el punto de fuga Si hay una caída repentina, el líquido alrededor de la fuga complementará la fuga debido a la diferencia de presión, provocando fluctuaciones de presión negativa en la tubería. Este proceso se propaga hacia arriba y hacia abajo desde el punto de fuga, decae exponencialmente y se calma gradualmente. Esta fluctuación de caída de presión se diferencia mucho de las fluctuaciones de presión normales en que tiene un frente casi vertical. Los sensores de presión en ambos extremos de la tubería reciben la información de presión transitoria de la tubería para determinar la ocurrencia de una fuga. La ubicación del punto de fuga se calcula midiendo la diferencia de tiempo entre la onda de presión instantánea generada durante la fuga y la velocidad de propagación de la misma. la onda de presión en la tubería. Para superar la interferencia de ruido, la señal de presión se puede procesar mediante métodos como la transformada wavelet o el análisis de correlación, la detección de medición de información kullback basada en la diferencia de variables aleatorias, etc. La antigua Unión Soviética comenzó a investigar y utilizar tecnología de detección automática de fugas en la década de 1970. La popularización de los sistemas de detección de fugas por ondas de presión negativas redujo los accidentes por fugas en oleoductos en un 88%.
Las reglas de propagación de las ondas de presión negativa en las tuberías son las mismas que las de las ondas sonoras y las del golpe de ariete, y su velocidad depende de la elasticidad de la pared de la tubería y de la compresibilidad del líquido. Las mediciones reales nacionales muestran que cuando la temperatura promedio del petróleo es de 44 °C y la densidad es de 845 kg/m3, la velocidad de propagación de la onda del golpe de ariete en el oleoducto de Daqing es de 1029 m/s. Para tuberías generales de acero para petróleo crudo, la velocidad de las ondas de presión negativa es de aproximadamente 1000 ~ 1200 m/s y el rango de frecuencia es de 0,2 ~ 20 kHz. El método de onda de presión negativa es muy sensible a fugas repentinas y puede detectarse en 3 minutos. Es adecuado para monitorear a los delincuentes que perforan agujeros en oleoductos para robar petróleo, pero no es sensible a las fugas de corrosión que aumentan lentamente.
El método de onda de presión negativa tiene una velocidad de respuesta rápida y una alta precisión de posicionamiento. La fórmula de posicionamiento es
Los puntos de medición de presión p1 y p2 se configuran aguas arriba y aguas abajo respectivamente. Una fuga ocurre cuando una tubería tiene una fuga en X.
La onda de presión negativa se propaga a ambos lados a una cierta velocidad α, y es detectada por los sensores p1 y p2 en t y t+τ0, y se procesa la señal de presión, donde α es la velocidad de la onda y L es la distancia p1 de p2.
Cuando no hay fugas, el coeficiente de correlación φ (τ) permanece cerca de un cierto valor, cuando ocurre una fuga, φ (τ) cambiará, y cuando τ = τ 0, φ (τ) alcanza el valor máximo.
Teóricamente, la fórmula de posicionamiento es la siguiente:
En la fórmula: la distancia m entre el punto de fuga X y el punto de medición de presión en la cabecera.
lLa longitud total de la tubería m
La velocidad de propagación de la onda de presión en el medio de la tubería m/s
La distancia entre la presión aguas arriba y aguas abajo sensores que reciben la onda de presión Diferencia de tiempo s
Como se puede ver en la fórmula anterior, para lograr un posicionamiento preciso, es necesario calcular con precisión la velocidad de propagación a de la onda de presión en el medio de la tubería. y la diferencia de tiempo entre los sensores de presión aguas arriba y aguas abajo que reciben la onda de presión.
① Determinación de la velocidad de propagación de las ondas de presión en los medios de las tuberías
La velocidad de propagación de las ondas de presión en las tuberías depende de la elasticidad del líquido, la densidad del líquido y la elasticidad de la tubería;
En la fórmula, α es la velocidad de propagación de la onda de presión en la tubería, m/s;
K——el coeficiente elástico volumétrico del líquido, Pa ;
ρ—— Densidad del líquido, kg/m;
e-elasticidad de la tubería, pa;
D——diámetro de la tubería, m;
E——Espesor de la pared, m;
C - Coeficiente de corrección relacionado con las restricciones de la tubería;
En la fórmula, el coeficiente elástico k y la densidad ρ cambian con la temperatura del petróleo crudo. Por lo tanto, se debe considerar la influencia de la temperatura en la velocidad de la onda de presión negativa, y la velocidad de la onda de presión negativa debe corregirse con la temperatura. Sobre la base de cálculos teóricos y repetidas pruebas de campo, se puede determinar con precisión la velocidad de las ondas de presión negativa.
②Determinación de la diferencia de tiempo de la onda de presión
Para determinar la diferencia de tiempo de la onda de presión, es necesario capturar los puntos de inflexión de las ondas de presión en ambos extremos y utilizar métodos efectivos de procesamiento de señales. , como el método de medición de información de Kullback y el método de análisis de correlación, el método de transformada wavelet, etc.
③Aplicación de tecnología de reconocimiento de patrones
Las operaciones normales de bombas, válvulas, vertido, etc. también generarán ondas de presión negativa. Para eliminar la interferencia de estas ondas de presión negativa, el sistema utiliza tecnología avanzada de reconocimiento de patrones. Con base en las diferencias en las ondas de fuga y las ondas de presión negativa generadas durante las operaciones de producción, las pruebas de simulación repetidas en el sitio mejoraron la precisión de las alarmas del sistema y redujeron las falsas alarmas.
Detección de flujo
En condiciones normales de funcionamiento de la tubería, el flujo de entrada y de salida de la tubería deben ser iguales. Cuando se produce una fuga, inevitablemente se producirá una diferencia de flujo. Si el caudal de la estación de bombeo aguas arriba aumenta, el caudal de la estación de bombeo aguas abajo disminuye. Sin embargo, debido a la influencia de muchos factores, como la elasticidad de la tubería misma y los cambios en las propiedades del fluido, existe un proceso de transición en los cambios de flujo en el primer y segundo extremo, por lo que este método no es lo suficientemente preciso y no puede determinar la Ubicación del punto de fuga. Este sistema ha sido instalado y utilizado en el oleoducto de Thar en Alemania. El caudalímetro ultrasónico se sujeta fuera de la tubería para medir y luego se calcula el volumen total en la tubería en función de los cambios de temperatura y presión de la tubería. Una vez que hay un desequilibrio, hay una fuga. Japón también estipula el uso de este sistema de detección de fugas en la Ley Comercial de Oleoductos, que estipula que se emitirá una alarma cuando la fuga supere los 80 litros en 30 segundos. El método de diferencia de flujo no es lo suficientemente sensible, pero tiene una alta confiabilidad. Cuando se utiliza junto con ondas de presión, las falsas alarmas se pueden reducir considerablemente.
3 Promoción y efectos de la aplicación
Después de la aceptación de expertos y las pruebas in situ organizadas por Shengli Oilfield, los principales indicadores técnicos logrados por el sistema son los siguientes:
① Sensibilidad mínima de monitoreo de fugas: 0,7% del rendimiento total por unidad de tiempo;
②Error de posicionamiento del punto de alarma: ≦2% de la longitud real de la tubería medida;
③Tiempo de respuesta de la alarma: ≦200 segundos.
El nivel general del sistema de alarma y monitoreo de fugas del oleoducto Shengli Oilfield se encuentra en una posición de liderazgo en el país, y su efecto de aplicación y escala de promoción son buenos. En la actualidad, este sistema de detección de fugas se ha promovido y utilizado en los oleoductos de Shengli Oilfield Oil and Gas Gathering and Transportation Company, y ha logrado beneficios obvios. Los ladrones y saboteadores de petróleo han sido capturados muchas veces, tomando medidas enérgicas contra los delitos de robo de petróleo. y reducir las pérdidas económicas de más de 654,38+ para el campo petrolero cada año. Se han proporcionado más de 000.000 de yuanes para garantizar el funcionamiento seguro del oleoducto.
4 Conclusiones
4.1 El uso de ondas de presión negativa combinadas con el caudal para monitorear las fugas en los oleoductos es efectivo y confiable.
4.2 Transmisión de datos en tiempo real basada en; La LAN del campo petrolero puede mejorar las fugas La velocidad de respuesta del sistema de monitoreo permite el monitoreo, la alarma y el posicionamiento de fugas completamente automáticos;
4.3 La instalación de un sistema de monitoreo de fugas en un oleoducto puede garantizar la operación segura del oleoducto y reducir significativamente la ocurrencia de accidentes por robo de petróleo, lo que tiene beneficios sociales y económicos obvios.