Содержание к диссертации
Введение
1 Анализы причин неисправностей участков трубопроводной сети, существующих методов их определения и методов ремонта 8
1.1 Причины образования негерметичности трубопроводов и анализ методов определения мест их возникновения 8
1.1.1 Причины образования негерметичности 8
1.1.2 Анализ методов определения мест негерметичности трубопроводов 14
1.2 Причины образования сужений в трубопроводной сети и анализ существующих методов определения мест закупорок 25
1.2.1 Образование парафиновых и гидратных отложений в трубопроводах 26
1.2.2 Анализ существующих методов определения мест сужений и закупорок участков трубопроводной сети 36
1.3 Анализ существующих методов ремонта трубопроводов 39
Выводы по главе 1 52
2 Разработка методов и средств определения мест негерметичности участка трубопроводной системы 54
2.1 Динамический метод определения места негерметичности участка трубопроводной системы 54
2.2 Датчик повреждения трубопровода на потоке 60
2.3 Разработка статического метода определения места негерметичности участка трубопроводной системы 65
Выводы по главе 2 72
3 Разработка методов и средств определения мест уменьшения проходного сечения и закупорки участка трубопроводной системы 73
3.1 Разработка метода определения места уменьшения проходного сечения участка трубопроводной системы 74
3.2 Разработка метода определения места закупорки полного сечения участка трубопровода 79
3.3 Устройство для определения места закупорки 85
Выводы по главе 3 93
4. Методы ремонта повреждений трубопроводов 94
4.1 Ремонт трубопроводов методом «труба в трубе» с использованием гибких металлических рукавов 95
4.2 Факторы, влияющие на продолжительность аварийного ремонта трубопроводов без остановки перекачки 99
4.3 Монтаж временной байпасной линии с помощью гибких металлических трубопроводов 103
4.4 Осевая прочность гибких металлических рукавов 105
4.5 Определение усилий протягивания ГМТ в ремонтируемый трубопровод 108
4.6 Преимущества гибких металлических труб перед другими трубами, применяемыми в качестве ремонтных 113
4.7 Перекрывающее устройство 114
4.8 Технология ремонта трубопровода без остановки перекачки 120
Выводы по главе 4 122
Основные выводы 123
Библиографический список использованной литературы 125
Приложение 1 142
Приложение 2 143
Приложение 3 144
Приложение 4 145
- Анализ методов определения мест негерметичности трубопроводов
- Динамический метод определения места негерметичности участка трубопроводной системы
- Устройство для определения места закупорки
- Перекрывающее устройство
Введение к работе
Актуальность проблемы
На сегодняшний день значительная часть трубопроводных систем исчерпала установленный ресурс и вступает в период интенсификации потока отказов. Ясно, что только высокоорганизованная, оснащенная современными и эффективными технологиями и средствами система технического обслуживания и ремонта позволит обеспечить бесперебойность энергоснабжения, экологическую безопасность и эффективность трубопроводных систем.
В жизнедеятельности человека все шире используются производства, в которых длительные перерывы, прекращение подачи углеводородов недопустимы из-за значительного экономического и морального урона (металлургия, стекловарение, нефтехимия, отопительные котельные в зимнее время и т.п.).
Существующие методы определения мест неисправностей трубопроводов неточны и неоперативны, применяемые методы не позволяют быстро про-изводить ремонт трубопроводов в стесненных условиях, под протяженными препятствиями, а также без остановки перекачки (БОП).
Учитывая изложенное, весьма актуальной задачей становится необходимость разработки новых методов и средств определения мест неисправностей, создания новых, более эффективных технологий и технических средств для аварийного ремонта трубопроводов и без остановки транспорта энергоресурсов.
Цель работы – разработка методов определения мест неисправностей
(негерметичности, закупорок, гидратных пробок) в трубопроводах, технологий аварийного ремонта и без остановки перекачки с целью обеспечения безопасности эксплуатации трубопроводных систем.
Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие
основные задачи:
анализ современного состояния трубопроводных систем, современных методов определения мест негерметичности, закупорок и существующих методов ремонта повреждений трубопровода;
разработка методов и технических средств оперативного и эффективного обнаружения мест утечек в трубопроводных системах;
разработка методов и устройств определения места образования закупорок и гидратных пробок;
разработка методов и технических средств аварийного ремонта трубопровода и ремонта без остановки перекачки.
Методы решения поставленных задач
Анализы современных способов обнаружения мест утечек на участках трубопроводной сети, выявления мест и объема закупорок и гидратных пробок, ремонта трубопроводов и разработка новых способов и устройств для определения мест негерметичности, сужений, закупорок и их срочного ремонта и ремонта без остановки перекачки выполнены на основании изучения литературно-патентных источников за последние 20 лет.
Разработка математической модели определения места негерметичности, места и объема закупорок и гидратных пробок основана на анализе причин температурной неоднородности, условий состояния газа, теории компенсационных измерений.
При разработке математической модели условий прочности гибких металических труб использованы современные концепции теоретической механики, теории упругости, сопротивления материалов.
Основу исследований в диссертационной работе составили теоретические и практические работы отечественных и зарубежных ученых в области определения мест неисправностей в трубопроводах и методов их ремонта, в числе которых: Х.А. Азметов, В.Л. Березин, П.П. Бородавкин, А.Г. Гумеров, Р.С. Зайнуллин, В.Г. Карамышев, А.А. Коршак, Л.Б. Кублановский, С.Е. Кутуков,
К.Е. Расщепкин, М.Х. Султанов, В.Н. Шкляр, К.М. Ямалеев и др.
Натурные испытания разработанных устройств и методов проведены на объектах ОАО «Уралсибнефтепровод».
Научная новизна результатов работы
1. Предложены и научно обоснованы методы оперативного и точного обнаружения мест утечки продукта из трубопроводов с использованием принципа встречных потоков, а также в условиях температурной неоднородности трассы трубопровода;
2. Разработан высокочувствительный дифференциальный датчик повреждения трубопровода, устанавливаемый на потоке;
3. Разработаны и научно обоснованы методы определения мест и объемов закупорок и гидратных пробок;
4. Разработано устройство для автоматического определения места образования закупорки на участке трубопроводной системы;
5. Разработаны технология и технические средства для аварийного ремонта трубопровода и ремонта без остановки перекачки.
На защиту выносятся:
разработанные методы и устройства обнаружения мест утечек, образования и объема закупорок, гидратных пробок;
датчик повреждения трубопровода «на потоке»;
технологии и технические средства ремонта трубопровода по методу «труба в трубе» и без остановки перекачки;
результаты промышленных испытаний и внедрения предложенных теоретических и технических решений.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Предложены, теоретически и экспериментально обоснованы методы определения мест утечек, закупорок и гидратных пробок в трубопроводной системе, позволяющие производить оперативное обнаружение неисправных участков трубопроводов различного назначения.
Разработаны, изготовлены, испытаны новые конструкции высокочувствительных датчиков повреждения трубопроводов для монтажа их непосредственно на потоке; испытан метод определения места негерметичности трубопровода с температурной неоднородностью, рекомендуемый к использованию при эксплуатации подводных переходов.
Разработаны методы аварийного ремонта повреждений трубопроводов по типу «труба в трубе» и без остановки перекачки с использованием гибких металлических труб, основными типоразмерами которых рекомендовано укомплектоваться предприятиям трубопроводного транспорта.
Достоверность результатов обеспечивается обширным статистическим анализом, обоснованностью используемых теоретических зависимостей, принятых допущений и ограничений, применением известных математических методов, проведением достаточного количества экспериментов и испытаний в производственных условиях, полученными математическими выражениями, разработанными на их основе технологиями и устройствами определения мест негерметичности, образования закупорок, гидратных пробок, а также ремонта трубопроводов.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на расширенном заседании кафедры «Магистральные нефтепроводы и АЗС» и заседании ученого совета НОУ «Межотраслевой институт» (г. Уфа, 2011 г.), на
Всероссийских научно-практических конференциях «Энергоэффективность.
Проблемы и решения» (г. Уфа, 2010-2011 гг.), на Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2011 г.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 13 научных трудах, в т.ч. в 2 монографиях, 1 ведущем рецензируемом научном журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 2 патента и 1 положительное решение о выдаче патента на полезную модель.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 154 наименований. Работа изложена на 145 страницах машинописного текста, содержит 24 рисунка, 5 таблиц.
Анализ методов определения мест негерметичности трубопроводов
Количество вышедших нефти или газа в окружающую среду при потере герметичности зависит от диаметра трубопровода, давления транспортировки, расстояния между задвижками, удаленности их до места повреждения, рельефа местности, места и размера повреждения, времени его обнаружения и устранения. Объем вышедшей нефти или газа может оказаться значительным даже при относительно небольшом повреждении, если оно остается незамеченным в течение длительного времени [38,40].
Проблемы непрерывного контроля герметичности, обнаружения места утечки из магистральных нефтегазопроводов, промысловых трубопроводов и распределительных газопроводов в процессе строительства и эксплуатации являются одними из самых актуальных. Быстрое обнаружение нарушений герметичности и ее оперативное восстановление позволяют существенно снизить ущерб от повреждения трубопровода [32, 33].
Таким образом, проверка герметичности является основной функцией контроля технического состояния собственно трубопровода. Проверка герметичности, необходимая по условиям эксплуатации, осложнена трудностью контроля такого протяженного и распределенного объекта, каким является линейная часть магистральных трубопроводов, промысловых нефтегазопроводов и распределительных газопроводов [18]. Целесообразно организовать многофакторный контроль, включающий методы режимного анализа параметров транспортировки и балансового учета, периодические аппаратурные телеметрические или вдольтрассовые измерения, а также непосредственное наблюдение по трассе [64].
Применение различных методов обнаружения утечек нефти, газа и нефтепродуктов обуславливается многими факторами: режимом работы, параметрами и конструкцией трубопровода, профилем трассы, свойствами перекачиваемого продукта, климатическими и погодными условиями, режимом контроля, требованиями к охране окружающей среды, экономичностью и т.д., каждый из которых имеет свои преимущества и недостатки [21, 57, 62].
Суть режимного контроля за герметичностью трубопровода заключается в наблюдении за давлением в нем по всей трассе с помощью электроконтактных манометров с передачей показаний в диспетчерскую. Имея перед собой профиль трубопровода с нанесенным на нем гидравлическим уклоном, диспетчер или оператор при помощи вычислительной техники может сопоставлять фактические давления по трассе с давлением, установленным технологической картой. Давление в любой точке трубопровода на графике представляет собой отрезок между линией гидравлического уклона и точкой пересечения профиля. Сравнение фактического давления и установленного технологической картой позволяет обнаружить утечку продукта. В то же время необходимо иметь в виду, что различия в давлениях имеют место при других повреждениях трубопровода: частичной закупорке посторонними предметами, отложениями парафинов, гидратов, а также при не полностью открытой линейной задвижке.
Определение негерметичности по падению давления затрудняет однозначное определение наличия утечки продукта. Во всех случаях при изменении гидравлического уклона необходимо направить подвижную аварийно-ремонтную бригаду для обследования трассы [38].
Контроль герметичности нефтепровода можно также вести путем сравнения количества отпущенных и поступивших на конечный пункт нефти или газа с учетом сброса их в емкости промежуточных перекачивающих станций или путевых наливных пунктов и нефтебаз, а также газохранилищ. Течь обнаруживается, если на конечный пункт поступает продукта меньше, чем откачано (балансовый учет). Система балансовых учетов позволяет контролировать герметичность трубопровода при соответствующей надежности замеров и точности первичных приборов. Поэтому путем проведения оперативного (обычно с двухчасовым интервалом) учета можно выявить лишь достаточно крупную аварию [64, 63, 77, 79].
В большей степени функциям контроля герметичности отвечают инвентаризационные балансы транспортировки, выполняемые при обязательном соблюдении одновременности и точности замера давления и температуры и условий отбора продукта для определения физических параметров. Обнаружение сверхнормативного дебаланса транспортировки квалифицируется как ненормальная ситуация. При этом выполняются повторные инвентаризации для уточнения величины дебаланса. Периодические односторонние дебалансы со всей очевидностью указывают на наличие утечек. Если при проверке состояния оборудования станций не удается объяснить причины расхождения, то осуществляют поиск места потери герметичности линейной части.
Периодические вдольтрассовые проверки герметичности трубопровода устанавливают на основании визуальных инспекций трассы непосредственным обходом или воздушным патрулированием, а также специальными локаторами, основанными на акустических, газоаналитических, спектрографических способах контроля.
Известные системы непрерывного контроля герметичности имеют ряд недостатков. Рассмотрим кратко методы, которые используются в системах контроля за герметичностью трубопроводов. Все известные методы контроля [7, 19, 29, 57, 60, 92, 117, 123, 137 - 139, 145, 149, 151, 152] подразделяются на две группы:
- динамический (непрерывный) контроль, осуществляемый без остановки перекачки;
- статический контроль, осуществляемый во время остановки перекачки продукта по трубопроводу.
К группе методов динамического контроля относятся следующие методы:
- постанционного сравнения расходов;
- количественного сравнения расхода (линейный баланс);
- дифференциальный метод измерения мгновенного расхода;
- измерения давления вдоль трассы трубопровода;
- отрицательной ударной волны;
- радиоактивный;
- метод акустической эмиссии;
- акустический (в т.ч. ультразвуковой) метод.
К группе методов статического контроля относятся следующие методы:
- измерения падения давления;
- измерения дифференциального давления.
Кратко рассмотрим и проанализируем каждый из методов контроля.
Группа методов динамического контроля
Метод постанционного сравнения расходов [58, 60] основан на постоянстве мгновенного расхода продукта вдоль трубопровода при отсутствии утечки. Метод позволяет оперативно определять утечки с расходом более 20 м /ч, но имеет следующие недостатки: не определяет место утечки и не обнаруживает малые утечки. Размер утечки, которую можно обнаружить по изменению расходов, зависит от точности измерений и колебаний этих параметров.
Метод количественного сравнения расходов (линейного баланса) основан на сравнении суммарного баланса продукта в начале и в конце трубопровода за определенный промежуток времени (1...2 часа) [33, 61, 62]. Метод оперативно определяет утечки с расходом более 20 м /ч. Дифференциальный метод основан на постоянстве величины измеренного мгновенного расхода продукта при отсутствии утечки [151 - 153]. Этот метод очень оперативно (от долей секунд до нескольких секунд) определяет крупные утечки с расходом более 100 м /ч. Метод линейного баланса и дифференциальный метод имеют те же недостатки, что и метод постанционного сравнения, т.е. не определяют место утечки и не обнаруживают малые утечки.
Метод измерения давления вдоль трассы трубопровода [19, 63, 152] основан на измерении и сопоставлении давлений вдоль трассы до утечки и после нее. Метод оперативно определяет утечки. Предел чувствительности утечки - 50 м3/ч. Недостатки: определяет место утечки с точностью расстояния между манометрами и не обнаруживает малые утечки.
Метод отрицательной ударной волны основан на фиксации волны понижения давления, распространяющейся вдоль трубопровода при возникновении утечки [63, 66, 135, 142]. Достоинство этого метода -оперативно (10...30 с) определяет утечки с расходом более 1,5...5,0 м3/ч. Но имеет следующие недостатки: не обнаруживает малые и медленно нарастающие утечки; относительно высокая погрешность определения места утечки, особенно на трубопроводах, уложенных надземно-подземно или через водные преграды, овраги, болотистую местность, а также параллельно теплотрассам и другим коммуникациям в населенных пунктах.
Динамический метод определения места негерметичности участка трубопроводной системы
Существующие методы и технические средства определения места негерметичности трубопровода созданы, в основном, для магистральных трубопроводов и неприменимы для промысловых и газораспределительных сетей из-за:
- их высокой стоимости;
- разветвленной структуры промысловых и газораспределительных трубопроводов;
- низкой помехозащищенности, из-за наличия сильных помехосоздающих полей (электромагнитных, акустических, вибрационных и т.п.), создаваемых работающим оборудованием, инфраструктурой промыслов и населенных пунктов. Проведенный анализ показывает, что на данный момент отсутствуют достаточно точные методы и технические средства определения мест закупорок и негерметичности трубопроводов нефтепромысловых и газораспределительных систем.
Их разработка и внедрение позволят значительно упростить и повысить точность определения мест негерметичности, что, в свою очередь, ускорит и повысит эффективность проведения аварийно-восстановительных работ.
В настоящее время момент и место повреждения трубопроводов определяют, в основном, методами отрицательных ударных волн, принцип которых сводится к определению неизвестной величины скорости прохождения сигнала возмущения в перекачиваемой среде (звукового, импульса отрицательного давления) [63, 64], зависящей от многих факторов, в частности от температуры перекачиваемого продукта и известной разности времени прихода этого сигнала в конечные точки контролируемого участка трубопровода. Скорость прохождения сигнала определяют или при помощи дополнительных датчиков повреждения, устанавливаемых как в конечных точках участка, так и в точках, отстоящих от концов трубопровода на определенных расстояниях [10, 14] , или при помощи реперов, находящихся в данный момент в трубопроводе в виде скребков или диагностических снарядов [33]. Причем расстояния установки второй пары датчиков от концов трубопровода необязательно должны быть равны друг другу. Главное, чтобы была известна координата установки датчиков на трубопроводе.
Трубопроводы, особенно магистральные, имеют большую протяженность и пересекают многочисленные овраги и водные преграды, которые иногда бывают достаточно протяженными и из-за которых происходит значительное изменение температуры перекачиваемой среды. Имеются также участки открытой прокладки трубопроводов. В стесненных условиях населенных пунктов распределительные газопроводы, например, пролегают как подземно, так и надземно, прокладываются в нормативной близости от теплотрасс, а также зачастую пересекают их. Температура перекачиваемого продукта во всех этих местах отличается от температуры перед и за преградами (мест со значительными изменениями температуры), это оказывает влияние на скорость прохождения сигнала отрицательной волны давления и, в конечном итоге, на точность определения момента и места повреждения трубопровода.
При прохождении трубопровода через места значительного изменения температуры транспортируемый продукт меняет [136] свою температуру Т, в результате чего меняется и скорость V прохождения волн возмущения [34], определяемая из выражения
Датчики устанавливаются на концах контролируемого участка трубопровода. Кроме того, предлагается устанавливать датчики до и после мест значительных изменений температуры, что позволит, зная координаты установки датчиков по трассе трубопровода и вводя соответствующие поправки, существенно повысить точность определения места повреждения трубопровода.
При порыве трубопровода возникает волна возмущения, которая распространяется в обе стороны от места порыва с неизвестной скоростью к датчикам повреждения трубопроводов, в качестве которых используют датчики давления. Поступающий в микроконтроллер сигнал от датчика обрабатывается, и информационный сигнал по технологической линии связи поступает на диспетчерский пункт, где происходят окончательная обработка информации и выдача результата о месте повреждения.
По разности прихода и фиксирования сигналов на контролируемые пункты системы телемеханики вычисляется скорость V прохождения сигнала по трубопроводу, которая даже в идеальном случае (при отсутствии рек, морей, океанов, открытой прокладки трубопроводов, параллельно проложенных теплотрасс) отличается по величине в начале и конце трубопровода хотя бы из-за изменения по трассе трубопровода температуры, давления перекачиваемого продукта
На рисунке 2.1 с целью необходимости укрупнено показать изменение температуры в месте прохождения трубопровода через участок со значительным изменением температуры, в местах CD и EF, произведен разрыв линии изменения температуры и оси абсцисс (протяженности трубопровода).
Линия I - кривая изменения скорости прохождения сигнала по прототипу с учетом участка значительного изменения температуры, т.е. при нахождении скорости сигнала при фиксировании прихода сигнала в точках КШ, КП2, КПЗ, КП4. Эта линия при удалении от места со значительным изменением температуры будет все больше приближаться к линии изменения температуры по предлагаемому способу и, наконец, сольется с ней с учетом погрешности измерительных приборов.
Линия 2 - кривая изменения средней скорости прохождения сигнала участка КПпрІ - КПпр2 при установке датчика не в точках КП2 и КПЗ, а в предлагаемых точках КПпрІ и КПпр2 соответственно. Установка КПпрІ необходима в том случае, когда в магистральных трубопроводах, распрелительных газопроводах населенных пунктов осуществляется перекачка продукта в обоих направлениях. В этом случае график будет изображен в зеркальном отражении. Линия 3 отображает фактическое изменение скорости прохождения сигнала при пересечении трубопроводом участка трассы со значительным изменением температуры. Изменение скорости происходит с запаздыванием, зависящим от многих факторов. На конце этого участка предлагается установить датчик прихода волн возмущения. Средняя скорость на участке КПпр2 - КП4 в этом случае будет определена с учетом времени прихода сигнала о повреждении трубопровода в точки КПпр2 и КП4 и расстояния между ними.
Допустим, на трубопроводе АВ произошел порыв в точке П. Определяется средняя скорость на участках КШ - КПпрІ, КПпрІ - КПпр2 и КПпр2 - КП4, затем определяется средняя скорость на контролируемом участке трубопровода, далее определяется место порыва (т. 77). Средняя температура на участках КПЗ - КП4 и КПпр2 - КП4 отличается друг от друга, что и является причиной возникновения ошибки в определении места повреждения трубопровода. Так как кривая изменения скорости прохождения сигнала довольно пологая, то незначительная ошибка в определении скорости прохождения сигнала приведет к значительной ошибке (Ш - П) в определении места порыва. Ошибка будет тем больше, чем больше разница температур перекачиваемого продукта, грунта, дна препятствия (реки) и т.п.
Устройство для определения места закупорки
Учитывая проведенный анализ в главе 1 данной работы в качестве прибора для определения места закупорки выбран манометр с электрическим выходом. Выбор в пользу датчика давления выпал потому, что давление в испытуемой полости при закачке рабочего агента растет по положительной экспоненте (рисунок 3.5), в отличие от падающей кривой зависимости давления (скорости движения перекачиваемой среды) в существующем устройстве (рисунок 1.2).
До и после предполагаемого места образования пробки трубопровод перекрывается имеющимися задвижками. Полость соединяется с компрессором, монтируется датчик давления на этой полости. После этого производят запуск компрессора, равномерно закачивающего газ в исследуемую полость (рисунок 3.6).
Принцип работы устройства следующий.
После замыкания ключа 1, который через нормально замкнутый контакт датчика давления подает разрешающий сигнал на схему совпадения 4 (рисунок 3.4) и на запуск компрессора 16 (рисунок 3.6), равномерно закачивается газ в исследуемую полость.
Импульсы с высокочастотного генератора 3 поступают через схему совпадения 4 на делитель частоты с переменным коэффициентом деления 5, который делит поступающее число импульсов на коэффициент, подбираемый при настройке так, что в счетчик импульсов 6 поступает число импульсов, численно равное величине расстояния от места образования пробки до запорного устройства (крана, задвижки) в удобных единицах измерения (см, м, км).
При достижении заданного давления датчик давления 2 размыкает свой контакт, и схема совпадения 4 закрывается, одновременно подается сигнал в блок управления БУ 17 на остановку компрессора 16.
В накопителе импульсов 6 и на цифровом индикаторе 7 отобразится число, численно равное расстоянию от запорного устройства до места образования пробки.
Ввиду того, что рост давления в полости происходит по положительной экспоненте и, выбрав уставку датчика давления так, чтобы она приходилась на резко изменяющийся участок характеристики «давление - время» {P=((p)t}, можно добиться существенного повышения точности определения времени изменения давления в полости (расстояние до места образования пробки), даже имея датчик давления невысокой точности.
На рисунке 3.5 Рр — уставка рабочей величины давления, при которой происходит срабатывание датчика давления в предлагаемом устройстве, МПа.
На рисунке 1.2 Vp - уставка рабочей величины скорости, при которой происходит срабатывание датчика перемещений, м/с.
Заштрихованная область, внутри которой находится величина уставки, -это величина случайной погрешности датчиков, широко выпускаемых промышленностью.
Как видно из этих рисунков, при одной и той же величине погрешности датчиков точность определения места образования пробки предлагаемым устройством значительно выше, нежели прототипом. Другими словами, для получения одной и той же величины погрешности измерения места образования закупорки в предлагаемом устройстве можно использовать менее точный, а значит и менее дорогой датчик - датчик давления.
Штрих-пунктирной линией на рисунке 3.5 показано, с какой погрешностью можно иметь датчик давления для достижения одинаковой с прототипом погрешности определения места образования пробки.
Как видно из рисунка 3.5, датчики давления могут иметь значительный допустимый разброс по погрешности измерения, могут иметь значительный допустимый износ в процессе эксплуатации, что значительно увеличивает допустимый межповерочный интервал, в результате чего отпадает необходимость в индивидуальной настройке (тарировке) каждого заменяемого датчика давления совместно с устройством.
Кроме того, датчик давления монтируется снаружи, а не внутри трубопровода, и таким образом не мешает эксплуатировать трубопроводную систему и исключает необходимость демонтировать датчик давления перед началом эксплуатации системы.
С целью исключения влияния дребезга ключа 1 и контакта датчика давления 2 в схеме применен высокочастотный генератор импульсов, в результате чего из-за дребезга «выбивается» относительно небольшое количество импульсов, которое не регистрируется накопителем импульсов и все же создает определенную погрешность измерения. С целью исключения и этой составляющей погрешности между нормально замкнутым контактом датчика давления и схемой совпадения включен формирователь импульсов, который формирует прямоугольный импульс и не пропускает ложные импульсы, возникающие в результате дребезга контактов.
Кроме того, формирователь импульсов формирует задержку разрешающего сигнала на схему совпадения, численно равную времени запуска компрессора или другого источника давления. Применение импульсного генератора позволяет уменьшить температурную составляющую погрешности измерения, что достигается широко известными методами схемотехники.
Выражение для определения места образования закупорки L тр будет
Lmp = Nmp, (3.13)
где Nmp - количество импульсов, поступивших с генератора высокой частоты 3;
К- коэффициент деления делителя частоты с переменным коэффициентом деления 5.
Одновременно с запуском компрессора, что соответствует началу отрезка времени tg на рисунке 3.5, со схемы совпадения 4 на делитель частоты 5 поступает разрешающий сигнал генератора 3.
Коэффициент деления частоты импульсов подбирается делителем 5 с таким расчетом, чтобы в счетчике импульсов и индикаторе 7 отобразилось число импульсов, численно равное величине расстояния от места образования пробки до задвижки 11.
Рассмотрим, как подбирается коэффициент деления делителя частоты 5. Общий газовый объем исследуемой полости У0вщ будет равен сумме объема полости трубопровода между пробкой и задвижкой Vmp и объема подсоединительной линии V\:
В каждом конкретном случае условия подъезда компрессора к месту его подключения к трубопроводу могут быть разными, и, таким образом, длина подсоединительной линии 13 может быть различной, что влечет за собой изменение величины К2.
Поправку на длину подсоединительной линии К2 можно вводить вручную, можно это делать и автоматически путем задания величины задержки времени t3 на формирователе импульсов 8, численно равной К2, т.е. t3 = К2 (рисунок 3.4). Таким образом, после схемы совпадения 4 на вход делителя частоты 5 схемы, изображенной на рисунке 3.4, поступит число импульсов (Иобщ - К2), которое затем поделится делителем частоты 5 на коэффициент К, и в результате на счетчике 6 и индикаторе 7 отобразится длина участка трубопровода от задвижки до пробки, т.е. в полном соответствии с формулой (3.20). На рисунке 3.7 приведены диаграммы работы схемы, изображенной на рисунке 3.4.
Перекрывающее устройство
В известных устройствах для перекрытия трубопроводов под давлением [102, 124], а также марки «Стопл», нагрузки на рычаг, доставляющий и удерживающий перекрывающее устройство при рабочих давлениях, огромны. Так, при Dy = 500 мм и Рр = 5 МПа нагрузка достигает почти 100 т. Установка таких перекрывающих устройств требует использования высокопрочных материалов, мощной грузоподъемной техники, очень точной разметки в вертикальной и горизонтальной плоскостях. Используемые во всем мире устройства по перекрытию трубопроводов фирм «Вильямсон» и «Фурманайт» требуют очень точной разметки и установки прочного основания для механизма резания и ремонтируемого участка, что очень трудно осуществимо в болотистой и горной местностях.
Но, в любом случае, невозможно обеспечить полную герметизацию сечения трубопровода из-за невозможности полного прилегания жесткого перекрывающего устройства к внутренним стенкам ремонтируемого трубопровода, тем более, если учесть допустимую ГОСТами овальность труб, а также коррозионно-эрозинные повреждения внутренней стенки труб в процессе эксплуатации.
Разработано перекрывающее устройство (положительное решение по заявке № 2010149022 МПК F 16 L 16/10 «Устройство для ремонта трубопроводов») (рисунок 4.7).
На первом патрубке 9 фитинга 5 установлен патрубок 8 с разрезным станком 7, имеющим два размещенных параллельно режущих элемента. Патрубок 2 служит для подсоединения байпасной линии 16 из ГМТ. Внутри фитинга размещены две заглушки 4 и 14, причем заглушка 4 установлена с возможностью перекрытия патрубка 9 фитинга 5. Заглушка 14 выполнена с уплотнительными поверхностями на обеих ее сторонах и установлена с возможность перекрытия второго патрубка 2 фитинга 1 или перекрытия ремонтируемого участка трубопровода.
На место аварии фитинги доставляются с базы в виде двух половин трубы, разрезанной в горизонтальной плоскости, и имеющих на обеих половинах патубки для монтажа байпасной линии и разрезного станка. Половины переходов также привариваются к половинам труб (телу фитинга) на базе. Если меньший диаметр перехода меньше диаметра ремонтируемого участка трубопровода, то на месте производится подгонка.
Устройство работает следующим образом.
Выбирают места для монтажа фитингов 5 и вырезки катушек (действия по ремонту трубопровода без остановки перекачки путем установки перекрывающих устройств и монтажа байпасной линии производят с обеих сторон и носят идентичный характер, и поэтому в описании производимых работ рассматривается только одна сторона), приваривают половины фитингов и сам фитинг 5 к трубопроводу 10, подсоединяют через задвижку 1 к патрубку 2 байпасную линию 16 из ГМТ. Байпасная линия 16 испытывается на герметичность. К патрубку 9 подсоединяют разрезной станок 7 на патрубке 8. Заглушка 14 опущена. После приварки фитинг 5 при помощи задвижек 3, 6 продувается и опрессовывается, а при ремонте газопровода еще и продувается газом. Заглушку 14 чуть приоткрывают и удерживают с помощью рычага 13 и груза 12.
Опускают разрезной станок и вырезают катушку из трубопровода 10. При подъеме разрезной станок поднимает вырезанную катушку в патрубок 8. Станок удаляется. На патрубок 9 устанавливается заглушка и обваривается. Заглушкой 14 перекрывают торец отрезанной трубы, безогневым способом вырезается катушка с повреждением (рисунок 4.8).
Если позволяет длина ГМТ и если пятно разлива нефти очень большое, следует вырезать катушку с повреждением так, чтобы дальнейшие огневые работы не производить в загазованной зоне, или же вначале произвести удаление нефти. Удаление нефти также гораздо проще производить при помощи ГМТ. Вваривается взамен удаленной новая катушка, производится контроль качества стыков.
Герметичность вваренной катушки и всего отремонтированного участка проверяют следующим образом. На рычаг навешивают груз, принимаемый с учетом превышения испытательного давления над рабочим, диаметра трубопровода и отношений длин рычагов заглушки и груза. Закачку рабочего агента производят через задвижку 11, оттуда же производят слив при положительных результатах испытаний. Далее соединяют гибким рукавом задвижки 11 и 15, опускают заглушку 14 на патрубок 2, освобождают и отсоединяют байпасную линию 16 (рисунок 4.9).
Учитывая, что заглушка 14 при закрытии описывает вокруг своей оси дугу и что радиус этой дуги совпадает с линией реза при любой несоосности фитинга и трубопровода, прилегание заглушки к торцу отрезанной катушки в фитинге будет идеальным. Из-за возможной неперпендикулярности линии реза трубы к ее оси, форма линии реза может стать овальной, и тогда с целью надежного перекрытия овального сечения отрезаемой трубы необходимо диаметр заглушки 7 несколько увеличить и снабдить прокладкой.
Другими словами, в отличие от устройств бельгийской и английской фирм Вильямсон» и «Фурманайт», в которых предъявляются повышенные требования к жесткости и устойчивости фундамента для монтажа механизма разрезания относительно разрезаемого трубопровода и к обеспечению высокой точности установки механизма для разрезания относительно вырезаемого участка трубопровода, в предлагаемом устройстве эти требования отсутствуют.
Все это делает предлагаемые метод и устройство особенно привлекательными для слабых, например болотистых, грунтов.
Учитывая это и то, что заглушка 14 из-за большого перепада давлений, создаваемого на обеих ее сторонах, прижимается к торцу отрезанной трубы с такой силой, что создаваемая герметичность прилегания заглушки 7 позволит обойтись без герметизаторов. Хотя без них не обойтись на неровном ландшафте местности, когда необходимо предотвратить стекание нефти к месту производства работ.
Для выбора материала прокладок заглушки 14 для герметизации закрытия отрезанного торца трубы был произведен расчет оказываемого давления на трубу и при рабочем давлении Рр = 6 МПа, диаметрах ремонтируемых труб Dy= 530... 1020 мм и было определено давление прижатия в МПа (таблица 4.4).
Похожие диссертации на Разработка методов определения мест неисправностей трубопроводов и их ремонта
