определение мест утечки газа с помощью бурового осмотра раскопка шурфа

Yefremenko A.S., lecturer for Building Production Department , Irkutsk State Technical University, tel.:89086409253. E-mail: ooosgs@mail.ru

УДК 621.1

ОБНАРУЖЕНИЕ УТЕЧЕК ГАЗА ИЗ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

В. Р. Чупин, Д. И. Майзель

Предлагается методика оперативного обнаружения аварий, которая должна стать неотъемлемой составляющей системы автоматизированного диспетчерского управления газопроводом. Сущность методики заключается в сопоставлении расчетных и измеренных давлений. При замере расхода газа в начале газопровода предлагаемая методика позволяет определить место утечки газа и оценить отверстие, из которого выходит газ.

Ключевые слова: газопровод, утечка газа, измерение давления.

LOCATING GAS LEAKAGE POINTS ON THE GAS-MAIN PIPELINE

V.R. Chupin, D.I. Maizel

This paper offers a methodology of urgent damage location which should be an inherent component of the computer-aided dispatcher control of the gas pipeline..The main point of the methodology is the juxtaposition of calculated and transduced pressure values. While measuring the flow rate of gas at the origin of the gas pipeline, with the methodology offered it is possible to identify the place of gas leakage and estimate the hole that lets the gas to escape.

Key words: gas pipeline, gas leakage. pressure test.

Из анализа произошедших аварий на магистральных газопроводах (МГ) известно, что гильотинные разрывы происходят только на надземных участках. При консервативной оценке можно считать, что утечка в 95 % случаев представляет выброс через малое отверстие (диаметром не более 2,5 см) в стенке газопровода до тех пор, пока утечка не будет остановлена, в 5 % случаев происходит полный разрыв трубопровода (на весь диаметр) [1-3]. Поэтому задача оперативного и своевременного обнаружения утечки газа является актуальной.

В практике эксплуатации газопроводов имеют место следующие подходы к обнаружению утечек газа, основанные на измерении давления; определении баланса расходов (метод типа 1010GLD – ультразвуковой расходометрии); тепловизионном обследовании (с вертолета, в системе ГЛОНАСС и др.).

Как показал проведенный анализ, наиболее эффективным способом является объемно-балансовый метод, основанный на измерении газа в начале и в конце расчетного участка с помощью ультразвуковых расходомеров. Вместе с тем, данный подход требует установки высокоточных расходомеров в начале и конце каждого из линейных участков газопровода, что требует больших финансовых затрат. Метод тепловизионного обследования является перспективным, особенно в условиях космических технологий, которые сейчас успешно развиваются.

В данной работе предлагается развитие методики, основанной на измерении давления. Развитие заключается в сопоставлении фактических (измеренных) значений давления в каждой контрольной точке (в местах линейных кранов) с расчетными значениями, вычисленными на основании фактических (прогнозных) значений отборов газа у потребителей.

Расчетные значения давлений определяются в результате гидравлического расчета магистрального трубопровода. Гидравлический расчет следует производить по моделям установившегося и неустановившегося режимов движения газа. Преимущество моделей неустановившегося движения газа заключается в том, что можно отследить изменение давления на линейных кранах во времени. Сложности, которые возникают при этом, заключаются в определении участков, где именно образовались трещины или свищи. Преимущество моделей установившегося движения газа в простоте расчетов и определении мест повреждения. Недостаток заключается в следующем: чтобы зафиксировать сам установившийся режим движения газа после падения давления в каких-то точках газопровода, требуется некоторый промежуток времени.

Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давлений по всей области турбулентного режима движения газа следует производить по формуле [3]

Р2 – Р

Г*. „л^25^

1 2 _ 1 Л 1 А-5

I

= 1,4 -10-

п ,vd — 1922 — d Q

у

(1)

где Р1 – абсолютное значение газа в начале газопровода, МПа; Р2 – то же в конце газопровода, МПа;

I, п, d, V, р, Q – длина в м, эквивалентная шероховатость, 0,01, диаметр в см, коэффициент кинематической вязкости, 14,3 10-6 м3/см, плотность газа, 0,73 кг/м3, расход газа, м3/ч

Падение давления в местах сопротивления (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопроводов на 5 – 10 %.

Давление в линейных кранах (в начале и в конце расчетных участков) можно вычислить по следующей формуле:

Р2 =

/ 0.25 –

п ____vd ^ Q2

Р2 -1 *1.4*10 5 — 1922— ^р . (2)

V d Q у

d 5

Если рассогласование расчетных и фактических значений давления находятся в пределах точности контрольно-измерительных приборов, модель считается адекватной существующему газопроводу – ни аварийных ситуаций, ни утечек газа нет. Если фактические (измеренные) давления находятся ниже расчетных, то это означает, что появился новый потребитель в виде свища, разлома или порыва газопровода. Очевидно, по всему трубопроводу, начиная от места утечки газа до его подачи в трубопровод, увеличится расход газа и, следовательно, увеличатся потери напора на каждом из этих участков. После места утечки газа потери напора по участкам сети останутся прежними, хотя давление во всех последующих узлах уменьшится на равную величину. На последнем участке, где потери напора будут больше расчетных, можно констатировать наличие утечки газа.

При разрыве газопровода, транспортирующего газ в пределах указанного давления, скорость истечения в начальный момент времени является звуковой, а в конечный момент времени равна расходу газа в трубе. Скорость распространения звука в МГ составляет величину порядка 450 м/с.

2

При появлении свища, в газопроводе возникает нестационарный режим течения газа. Продолжительность нестационарного режима определяется временем перехода от одного стационарного состояния к другому и связана со скоростью распространения волн изменения давления по длине газопровода. Волны изменения давления перемещаются со скоростью распространения звука в газе. Так, при длине газопровода 614 км время прохождения волны составит порядка 24 мин.

Таким образом, наблюдая за падением давления в сети, не трудно найти место утечки газа. При этом не обязательно дожидаться момента, когда установится режим течения газа. Достаточно того, чтобы появился участок, на котором потери напора не будут отличаться от потерь в расчетном режиме. При этом утечки будут наблюдаться на предыдущем участке, на котором потери напора будут больше, чем они были в расчетном режиме. Возможность обнаружить не значительные утечки газа будет полностью зависеть от точности измерительных приборов.

В системе автоматизированного диспетчерского управления в реальном режиме времени будет производиться гидравлический расчет при любом изменении потребления газа в точках его отбора. При этом оперативно должны сопоставляться фактические и расчетные значения давления по каждому секционному участку.

Если в начале магистрального газопровода установлен расходомер, то можно зафиксировать величину утечки Qу (как разницу в показании расходомера и фактического потребления газа по всему газопроводу, плюс нормативные потери газа).

Определив участок, на котором происходит утечка газа, можно определить расстояние от начала участка до места образования свища из следующих уравнений:

г

<

(

Р2 – *1.4*10-

п

— 1922-d

vd

Г

Q 2

у У

(2 Qy )2 d5

Р2 =

(

Р – (I – 4 )*14*10-

п л ^ „ У — 1922 — й <

У

<2 й5

р

(3)

Имеем два уравнения с двумя неизвестными: Рх, ,1х — давление в точке выхода газа из отверстия и длина участка от точки замера давления Р1 – до точки появления свища. Обозначим

(

1Х = 1.4*10-5

V

п Уй — 1922-

V й 2 2У

V ^ ^у У

(2 Шу )2 й5

р,

а-

= 1.4*10-5

(

п ____уй

— 1922— й <

й

5 Р,

(4)

и получим формулы для нахождения давления в месте образования свища и расстояние до этого свища:

Р =

1

Р2 * ах – Р1 * а2 1 * а1 * а2

I, =

Р12 – Р

а1 – а2

а.

(5)

5

При возникновении утечки из газопровода расход истечения газа определяется отношением атмосферного давления и давления в трубе. Так, если перепад давлений атмосферного воздуха рат и давления в газопроводе р удовлетворяет неравенству

Р

ат

Р

(

<

2

Л

У 1

У-1

то в начальный момент времени истечение газа происходит со звуковой скоростью. Здесь у = Ср/Су – отношение теплоемкостей, показатель адиабаты природного газа, равный 1,32. С учетом сказанного, расход газа, вытекающего из отверстия в трубопроводе, определяется по следующей формуле:

Q = ¡л*А *

Т * ^ 2 * у .

_*_*

М у -1

1-

у-1

С п ^ у

ат

Р

V у

(6)

где — расход в м/с; А – наибольший размер нераспространяющейся трещины в газопроводе, (м2), РаТ Р- давление атмосферное и в трубопроводе (Па); Т – температура в газопроводе (К);

R = 8314 – универсальная газовая постоянная (кг-м2/К-кмоль-с2); М – молярная масса 16,7 (кг/кмоль).

При этом наибольший размер не распространяющейся трещины в газопроводе рекомендуется оценивать по формуле:

А = 0,475 • г • t,

(7)

где г — радиус трубопровода (м), г – толщина стенки трубопровода (м). Для трубопровода диаметром р) 530 мм А = 0,475* 0,0065* 0,265 = 0,0008182 м2. При образовании отверстия большего размера не распространяющейся трещины происходит разрыв газопровода на полный диаметр (гильотинный разрыв).

В качестве примера взят газопровод АЛРОСА-ГАЗ, протяженностью 614 км и диаметром 530 мм. Данные по режиму работы газопровода соответствуют показаниям приборов учета 20 мая 2022 года. Фактический пьезометр в безаварийной ситуации показан на рис. 1 верхней ломаной линией. В случае появления утечки газа происходит падение давления от начального участка до места появления утечки газа. Фактический пьезометр в аварийной ситуации показан на рис. 1 нижней ломаной линией. Анализируя эти пьезометры, не трудно убедиться в том, что утечка газа произошла на участке 41-68, так как, начиная со следующего по потоку газа участка 68-97, верхний и нижний пьезометры идут параллельно, а это означает, что потери напора на последующих участках не изменились и расход газа остался прежним. Параметры аварийного участка следующие: I = 90 000 м, Р1 = 4,25 МПа, Р 2 = 4,20 МПа, Q Qy = 27856,4 м3/ч. Расходомер, установленный в начале магистрального газопровода, зафиксировал увеличение расхода на величину 5 000 м3/ч. Следовательно, величина утечки составляет 5 000 м3/ч. В данном случае значения а] = 0,236 10-5, а2 = 0,161 10~5.

Подставляя эти значения в формулы (5), получим Рх= 4,24 МПа, 1х=35974,6 м. Таким образом, не требуется обследовать весь участок газопровода длиной 90 км, а точно прибыть на 49 км для ликвидации аварии.

Зная Рх = 4,24 МПа, не трудно вычислить площадь отверстия в газопроводе по формуле (6)

А = 0,00237 м2.

Площадь этого отверстия будет больше величины 0,0008182 м2, следовательно, большая вероятность гильотинного разрыва газопровода в этом сечении. Поэтому необходимо срочно произвести отключение аварийного участка. В данном случае расход утечки газа, не приводящий к гильотинному разрыву, будет не более 1724,94 м3/ ч.

Можно такие расчеты провести заранее для всех режимов потребления газа и затем при появлении отклонений давления в газопроводе от расчетных значений найти подобные графики и определить место утечек газа в газопроводе. Представленные расчеты выполнены при условии, что в начале газопровода поддерживается постоянное давление, хотя это не принципиально. Давление может падать и в начале газопровода. Главное – определить участок, где расчетные потери напора совпадают с фактическими. Следовательно, утечка газа произошла на предыдущем участки по потоку движения газа.

На рис. 1, 2 показаны изменения давления при возникновении утечки газа в начальных и конечных участках газопровода. Из представленных графиков даже визуально видно, на каких участках произошла авария.

Рис. 2. Изменение давления в газопроводе при появлении свища на участке 453-454

Если нет расходомера в начале газопровода, то и в этом случае можно ориентировочно определить величину утечки газа расчетным способом. Для этого требуется построить циклическую модель газопровода и решить систему уравнений (8)

‘ Ах = )

<Вh = 0, Ъг = /(иг, хг), (8)

Рк )= < – ^К;

где первое и второе уравнения материального и энергетического балансов, третье – замыкающие соотношения типа (2). На рис. 3 представлена модель исследуемого аварийного участка газопровода. На рисунке штриховыми линиями показана фиктивная ветвь, моделирующая истечения газа из трубопровода.

Более подробно данная задача будет рассмотрена в следующих публикациях.

©

V

Q

Рис. 3. Циклическая модель расчетного участка газопровода

Таким образом, предлагается методика оперативного обнаружения аварий, которая должна стать неотъемлемой составляющей системы автоматизированного диспетчерского управления газопроводом.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р.А. Алиев, [ и др.]. М. : Недра, 1988.

2. Трубопроводный транспорт нефти и газа / В.Д. Белоусов [ и др. ]. М. : Недра, 1978.

3. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В. Интенсификация магистрального транспорта газа. М. : Недра, 1991.

СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ

Чупин Виктор Романович, доктор технических наук, профессор кафедры «Городское строительство и хозяйство», Иркутский государственный технический университет, тел: (3952) 40-51-45, e-mail: chupinVR@istu.irk.ru

Майзель Денис Игоревич, соискатель кафедры «Городское строительство и хозяйство», Иркутский государственный технический университет, тел: (3952) 40-52-67, e-mail: kaf_gsh@istu.edu

Chupin V.R., Doctor of Technical Sciences, professor, Civil Engineering and Services Department, Irkutsk State Technical University, tel.: (3952) 40-51-45, e-mail: chupinVR@istu.irk.ru

Maizel D.I., applicant to the Civil Engineering and Services Department, Irkutsk State Technical University, tel.: (3952) 40-52-67, e-mail: kaf_gsh@istu. edu

УДК 625.712

ТРАНСПОРТНЫЕ ПРОБЛЕМЫ МОНОГОРОДОВ НА ПРИМЕРЕ ГОРОДА

БАЙКАЛЬСК

М.И. Шаров

В статье рассмотрены транспортные проблемы моногородов. Показан результат транспортных обследований в г. Байкальске.

Ключевые слова: транспорт, мноногород, маршруты, матрица корреспонденции.

Г Ч

ф—-Ъ

X