Способ определения линейной координаты места возникновения течи в трубопроводе
METHOD FOR DETERMINING THE LINEAR COORDINATE OF THE PLACE OF OCCURRENCE OF A LEAK IN A PIPELINE

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для диагностики технического состояния магистрального трубопровода и др. трубопроводов.
Широко известны акустические системы, основанные на регистрации акустических (инфразвуковых) сигналов в частотном диапазоне от 0,5 Гц до 1000 Гц и их последующей обработкой с целью выделения компонент, ассоциированных с определённым событием, для мониторинга и диагностики состояния трубопроводов.
«Продукт» – транспортируемый(-ая, -ое) газ, нефть, вода или другое вещество текучей среды.
«Обнаружение утечек/течи» – дистанционное выявление факта нарушения герметичности трубопровода (утечки/течи), определение места возникновения утечки/течи.
Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе (патент RU 2181881 C2, опубл.: 27.04.2002, Бюл. № 12), заключающийся в приеме акустических сигналов в двух точках по длине продуктопровода, обнаружении течи и последующей корреляционной обработке принятых акустических сигналов, в результате которой определяют разность времен прихода акустических сигналов и координату места течи, при этом прием акустических сигналов в двух точках по длине продуктопровода проводят в диапазоне частот f1, удовлетворяющему математическому соотношению
f1 <RC/0,61,
где R - радиус продуктопровода;
С - скорость звука в материале продуктопровода,
при этом перед корреляционной обработкой принятых акустических сигналов проводят режектирование дискретных составляющих в каждом из сигналов с последующим спектральным анализом последних и из полученных спектров сигналов выделяют долговременные спектральные составляющие, длительностью превышающие 30 с, и с амплитудой, превышающей фон на 3-6 дБ, и по данным спектральным составляющим судят о наличии течи.
Комплекс обнаружения повреждения трубопровода (патент RU 2428622 C2, опубл.: 10.09.2011, Бюл. № 25), содержащий датчики давления с временем срабатывания не более 1 мс, попарно установленные по концам контролируемого участка трубопровода, локальные программируемые логические синхронизованные посредством датчиков временных меток контроллеры, каждый из которых подключен к двум соседним датчикам в паре, размещенной на одном конце контролируемого участка трубопровода, датчику временных меток и через линии связи к центральному контроллеру, соединенному линией связи с персональным компьютером оператора. При этом локальные программируемые логические контроллеры выполнены с возможностью фильтрации и выявления характерных трендов падения давления в виде последовательности значений давления во времени, а центральный компьютер выполнен с возможностью определения координаты места расположения утечки в соответствии с соотношением:
L=0,5·[(L1+L2)-C·(T2-T1)],
где L - координата места расположения повреждения, м;
L1, L2 - координаты каждой из пар датчиков, м;
T1, T2 - временные метки событий падения давления на каждой из пар датчиков, с;
С - скорость звука в транспортируемом продукте, м/с.
Способ контроля герметичности и определения координаты места течи в продуктопроводе и устройство для его осуществления (патент RU 2628672 C1, опубл.: 21.08.2017, Бюл. № 24), включающий прием акустических сигналов в первом и во втором трубопроводах, расположенных параллельно друг другу, при помощи четырех акустических датчиков, попарно расположенных на каждом трубопроводе на заданном расстоянии по их длине, с последующей корреляционной обработкой акустических сигналов с акустических датчиков и определением расстояний до пиков корреляционной функции, при этом на основе разности пиков корреляционной функции первого трубопровода, содержащего утечку, и второго трубопровода, не содержащего утечку, определяют координаты места течи в трубопроводе.
Способ определения расстояния до места течи подземного трубопровода и устройство для его реализации (патент RU 2503937 C1, опубл.: 10.01.2014, Бюл. № 1), включающий измерение расстояния между смотровыми колодцами участка подземного трубопровода, имеющего течь, установку акустического датчика на подземный трубопровод в каждом смотровом колодце, при этом измеряют амплитуду звука течи в каждом смотровом колодце, искусственно возбуждают звуковые колебания в подземном трубопроводе и измеряют их амплитуду в каждом смотровом колодце, по величине которых и по измеренному расстоянию между смотровыми колодцами определяют расстояние до места течи. При этом расстояние X до места течи определяют по формуле:
,
где L - расстояние между точками установки акустического датчика на трубопроводе;
Аt - амплитуда звука течи;
Аb - амплитуда звука, искусственно возбуждаемая в трубопроводе;
B
а амплитуду звука А, искусственно возбуждаемую в трубопроводе, определяют из соотношения
=
Аb ΣА- Аt,
где ΣА - амплитуда звука от совместного действия генератора звука и звука от действия течи.
Известна статья «Leakage monitoring research and design for natural gas pipelines based on dynamic pressure waves», авторов Cuiwei Liu, Yuxing Li (Journal of Process Control 50(6), 2017, P. 66-76), содержащая исследования по расчету линейной координаты течи трубопровода.
Недостатком всех известных способов определения местоположения течи с использованием акустических датчиков является то, что они не учитывают конвективное усиление амплитуды акустического сигнала, распространяющегося против течения продукта и конвективное ослабление амплитуды сигнала, распространяющегося по течению продукта, в частности газа, в трубопроводе.
Понятие конвективного усиления известно из статьи «Effects of flow gradients on directional radiation of human voice», авторы Ville Pulkki, Timo Lӓhivaara, Ilkka Huhtakallio (The Journal of the Acoustical Society of America. – 2018. – V. 143 (2). – P. 1173–1181) https://doi.org/10.1121/1.5025063, в которой опубликованы исследования, касающиеся изменения амплитуды звука, распространяющегося против ветра и в направлении ветра. Данное исследование не касается трубопроводного транспорта и диагностики его технического состояния.
Техническая проблема заключается в том, что все известные способы определения местоположения течи в трубопроводе с помощью акустических датчиков, основанные на определении местоположения течи исходя из разной величины амплитуды акустического (аэроакустического) сигнала, не учитывают влияние конвекции на амплитуду акустического сигнала в зависимости от направления течения продукта. Данное влияние заключается в конвективном усилении (увеличении) амплитуды акустического сигнала, распространяющегося против течения продукта и в конвективном ослаблении (снижении) амплитуды акустического сигнала, распространяющего по течению продукта. Следовательно, результаты расчетов, полученные существующими способами, без учета конвекции, неточны.
Технический результат заключается в повышении точности определения места возникновения течи в трубопроводе за счет учета конвективного усиления акустического сигнала, распространяющегося против течения продукта в трубопроводе и конвективного ослабления акустического сигнала, распространяющегося по течению продукта в трубопроводе.
x
Технический результат обеспечивает способ определения линейной координаты места возникновения течи, включающий регистрацию акустических сигналов акустическими датчиками, установленными на трубопроводе, передачу акустических сигналов по проводной или беспроводной связи на контроллеры и далее на сервер, где на основе анализа амплитуд акустических сигналов выявляют две наибольшие амплитуды, которые принимают как амплитуды двух смежных датчиков, наиболее близко расположенных к месту течи, и рассчитывают расстояние  от акустического датчика, расположенного выше по течению относительно места течи, до места возникновения течи по формуле:
x=(ln(p2/(p1*k
))+α
*L)/(α
+α
),
2
+
+
–
где p1
– амплитуда акустического сигнала течи, измеренная акустическим датчиком, расположенным выше по течению продукта относительно места течи;
p2
– амплитуда акустического сигнала течи, измеренная акустическим датчиком, расположенным ниже по течению продукта относительно места течи;
k
– коэффициент конвективного усиления, рассчитываемый по формуле:
k=(1 + v/c)
/(1 – v/c)
2
2
,
v
где – скорость движения продукта на контролируемом участке трубопровода;
с
– скорость звука в продукте на контролируемом участке трубопровода,
L
– расстояние между смежно расположенными акустическими датчиками;
α
+
– коэффициент затухания акустического сигнала течи в зависимости от расстояния при распространении данного сигнала против течения продукта;
α
–
– коэффициент затухания акустического сигнала течи в зависимости от расстояния при распространении данного сигнала по течению продукта,
S
а затем рассчитывают линейную координату  места возникновения течи по формуле:
S= b+x
,
b
где – линейная координата акустического датчика, расположенного выше по течению относительно места течи;
x
– расстояние от акустического датчика, расположенного выше по течению относительно места течи, до места возникновения течи.
Предложенный способ поясняют чертежи:
Фиг. 1 – структурная схема.
Фиг. 2 – схема расположения датчиков относительно места течи и направления распространения акустических сигналов.
Фиг. 3 – схема оснастки имитации течи в трубопроводе.
.
На трубопроводе 1 (фиг. 1) на равном расстоянии установлены акустические датчики 2, связанные проводной или беспроводной связью 3 с контроллером 4 для обработки и передачи акустических сигналов на сервер 5, где осуществляют хранение и обработку данных, в том числе для определения линейной координаты местоположения течи. Сервер 5 проводной или беспроводной связью соединен с, по крайней мере, одним автоматизированным рабочим местом 6 (АРМ). Контроллер 4 может быть установлен в блок-боксе станции катодной защиты (на фиг. не показан) трубопровода 1 или в ином закрытом помещении с температурой воздуха выше 0°С и имеющем электроснабжениеи связь для передачи данных на сервер 5Акустические датчики 2 представляют собой, например, датчики динамического давления или иные датчики, обеспечивающие преобразование колебания давления среды (акустические или аэроакустические колебания) с частотой от 0,5 Гц в электрический сигнал с чувствительностью не хуже 40 мВ/кПа с разрешением не менее чем 0,0006 кПа.
Осуществление способа.
n
pn
p
k
p
k
p1
p2
Акустические датчики 2 (фиг. 1) в количестве , установленные на трубопроводе 1, регистрируют акустические сигналы, возникающие внутри трубопровода, в том числе в месте течи. Акустические датчики 2, расположенные выше по течению относительно места возникновения течи, регистрируют акустические сигналы, которые распространяются против течения продукта, а акустические датчики 2, расположенные ниже по течению относительно места возникновения течи, регистрируют акустические сигналы, которые распространяются по течению продукта, и по проводной или беспроводной связи 3 передают на контроллеры 4 и далее на сервер 5. На сервере 5 анализируют величины амплитуд  всех акустических датчиков 2. Наиболее близко расположенные к месту течи (смежные/соседние) акустические датчики 2, один из которых выше по течению продукта, а другой ниже по течению продукта, имеют наибольшую амплитуду, но при этом, амплитуда с датчика 2, расположенного выше по течению продукта, увеличена за счет конвективного усиления, а амплитуда сигнала с датчика 2, расположенного ниже по течению, уменьшена за счет конвективного ослабления. Это обусловлено тем, что акустические сигналы, распространяющиеся против течения продукта препятствует движению молекул продукта, это способствует сокращению расстояния между молекулами продукта, вследствие этого увеличивается общее количество соударений между молекулами, достигшими фронта акустической волны указанного акустического сигнала и набегающими молекулами продукта, что вызывает локальное увеличение температуры продукта и, как следствие, конвективное усиление в  раз амплитуды  акустического сигнала, распространяющегося против течения продукта. Акустический сигнал, распространяющийся по течению продукта способствует увеличению расстояния между молекулами продукта, вследствие этого общее количество соударений между молекулами продукта уменьшается, что вызывает локальное снижение температуры продукта и, как следствие, конвективное ослабление в  раз амплитуды акустического сигнала, распространяющегося по течению продукта. Выявляют две наибольшие амплитуды  и  и принимают эти амплитуды как амплитуды двух смежных (соседних) датчиков 2 наиболее близко расположенных к месту течи (фиг. 2).
x
k
Рассчитывают расстояние  в метрах от акустического датчика 2, расположенного выше по течению относительно места течи, до места возникновения течи по формуле, известной из источника («Leakage monitoring research and design for natural gas pipelines based on dynamic pressure waves», авторов Cuiwei Liu, Yuxing Li), но при этом в указанную формулу дополнительно вводят коэффициент конвективного усиления:
x=(ln((p2/k)/(p1*k))+α
*L)/(α
+α
)=(ln(p2
/(p1*k
))+α
*L)/(α
+α
),
+
+
–
2
+
+
–
(1)
p1
где – амплитуда акустического сигнала течи, измеренная акустическим датчиком 2, расположенным выше по течению продукта относительно места течи (кПа);
p2
– амплитуда акустического сигнала течи, измеренная акустическим датчиком 2, расположенным ниже по течению продукта относительно места течи (кПа);
k
– коэффициент конвективного усиления, рассчитывают по формуле, приведенной в источнике («Effects of flow gradients on directional radiation of human voice», авторы Ville Pulkki, Timo Lӓhivaara, Ilkka Huhtakallio):
k=(1 + v/c)
/(1 – v/c)
2
2
,                                                                                  (2)
v
где  – скорость течения продукта на контролируемом участке трубопровода, рассчитываемая по формуле, известной из электронного журнала «Вестник газпроммаша» № 5, доступного по ссылке http://www.gazprommash.ru/factory/vestnik/vestnik5/vestnik5_st12/:
v=0,01247*(Q*z*T)/(D
*P)
2
,                                                                              (3)
v
где  – скорость течения продукта на контролируемом участке трубопровода, м/с;
Q
3
– расход продукта на контролируемом участке трубопровода, м/ч, определяемый штатно установленными расходомерами (на фиг. не показаны);
z
– коэффициент сжимаемости продукта;
Т
– температура продукта, К, определяемая штатно установленными термодатчиками (на фиг. не показаны);
D
– внутренний диаметр трубопровода, см, определяемый проектной документацией;
P
– абсолютное давление продукта, атм, определяемое штатно установленными манометрами (на фиг. не показаны);
с
– скорость звука в продукте на контролируемом участке трубопровода, определяемая экспериментально на этапе пуско-наладки системы исходя из заданной протяженности контролируемого участка и экспериментально определенного времени, необходимого для прохождения акустическим сигналом данного участка при рабочем давлении, температуре и компонентном составе продукта;
L
p1
p2
– расстояние между смежно расположенными акустическими датчиками 2, с которых получены амплитуды акустического сигнала течи  и , данное расстояние известно из проектной документации;
α
+
– коэффициент затухания акустического сигнала течи в зависимости от расстояния при распространении данного сигнала против течения продукта. Данный коэффициент находят по формуле, приведенной в источнике (Leakage monitoring research and design for natural gas pipelines based on dynamic pressure waves, авторов Cuiwei Liu, Yuxing Li):
α
=(α+ξ*M)/(1+M),
+
(4)
ξ
где – коэффициент учитывающий реологические свойства газа, рассчитываемый по формуле:
ξ = F/2*d
,                                                                                              (5)
F= f(Re)
где;
F
– число Фруда,
Re
- число Рейнольдса, рассчитываемое по формуле:
Re=v*D*ρ
/μ
0
,                                                                                         (6)
v
где – скорость течения продукта на контролируемом участке трубопровода, м/с,
d
– внутренний диаметр трубопровода, м,
ρ
0
3
– плотность продукта, кг/м,
М
– число Маха, определяемое по формуле:
М=v/c
,                                                                                                     (7)
с
где– скорость распространения звука в продукте, м/с.
α
–
– коэффициент затухания акустического сигнала течи в зависимости от расстояния при распространении данного сигнала по течению продукта, данный коэффициент находят по формуле:
α
=(α+ξ*M)/(1-M),
–
(8)
α
где – коэффициент, рассчитываемый по формуле:
,                     (9)
r
где – внутренний радиус трубопровода (м),
с
– скорость распространения звука в продукте (м/с),
η
’
– коэффициент сдвиговой вязкости Па*с,
η’’
– коэффициент объемной вязкости продукта, Па*с,
ρ
0
3)
– плотность продукта, (кг/м,
Х
– теплопроводность продукта (Вт/(м*К)),
С
v
– удельная теплоемкость продукта при постоянном объеме (кДж/(кг*К)),
С
p
– удельная теплоемкость продукта при постоянном давлении (кДж/(кг*К)),
ω
– угловая частота (рад/с), которую рассчитывают по формуле:
ω=2*π*ƒ
,                                                                                             (10)
π
где – число пи равное 3,14,
ƒ
– частота звуковых колебаний акустического сигнала (Гц).
b
Учитывая, что линейная координата  акустического датчика 2, расположенного выше по течению относительно течи, известна из проектной документации, рассчитывают линейную координату S места возникновения течи по формуле:
S= b+x
,                                                                                                          (11)
b
p1
где – линейная координата акустического датчика 2, расположенного выше по течению относительно течи, с которого получена амплитуда акустического сигнала;
x
p1
– расстояние (в метрах) от акустического датчика 2, расположенного выше по течению относительно течи, с которого получена амплитуда , до места возникновения течи.
S
Полученное расчетное значение линейной координаты  места возникновения течи передают с сервера 5 на АРМ 6 для принятия соответствующего решения о проведении ремонтных работ.
k
Таким образом расчет коэффициента , учитывающего влияние конвекции амплитуды акустического сигнала, распространяющегося против течения продукта, позволит более точно рассчитать расстояние от ближайшего акустического датчика 2 до места возникновения течи и определить линейную координату места возникновения течи в трубопроводе 1.
Пример осуществления
На магистральном трубопроводе «Парабель-Кузбасс» 1 (фиг. 1, 2), транспортирующем природный газ, равномерно установлены акустические датчики 2, которые передают акустические сигналы по проводной или беспроводной связи 3 на контроллеры 4, расположенные на 0-ом, 10-ом, 20-м, 30-ом и 40-ом км линейной части трубопровода 1. В магистральном трубопроводе 1 в точке с линейной координатой (при определении линейных координат в качестве оси задавали протяженность магистрального газопровода по его образующей) 23825 м установили оснастку, имитирующую течь в режиме контролируемого сброса газа (фиг. 3). Данная оснастка представляет собой трехходовой шаровый кран 7, соединенный гайкой 8 с выпускным трубопроводом 9, на котором установлены кран 10 и шайба 11 с калиброванным отверстием. Шайба 11 может иметь калиброванное отверстие диаметром от 1 до 5 мм в зависимости от размера имитируемой утечки. Открытием трехходового шарового крана 7 и крана 10 произвели контролируемый сброс газа, т.е. имитировали возникновение течи, при этом амплитуды акустических сигналов (величины динамического давления) с датчиков 2 соответственно составили 0,003, 0,006, 0,010, 0,008, 0,004 кПа. Анализ показал, что максимальные амплитуды акустических сигналов – 0,010 и 0,008 кПа, следовательно, смежными (соседними) относительно места, где была имитирована течь, являются акустические датчики 2, один из которых расположен на 20-ом км (т.е. выше по течению газа), а другой расположен на 30-ом км (т.е. ниже по течению газа). Контроллеры 4 передали амплитуды акустических сигналов течи на сервер 5.
p1=0,010 (кПа)
p2=0,008 (кПа),
L=30-20=10
10000
α
=0,0023
α
=0,0036
v =12 м/с
c= 425 м/с.
+
–
Амплитуды акустического сигнала течи  и  расстояние между соседними датчиками км= м. Расчетные коэффициенты  и . Скорость течения газа , скорость распространения звука в газе
Расчет расстояния в метрах от акустического датчика 2, расположенного выше по течению относительно течи, без учета коэффициента конвективного усиления:
x=(ln (p2/p1)+α
L)/(α
+α
)=(ln(0,008/0,010)+0,0023*10000)/(0,0023+0,0036) = 3861 м.
+
+
-
k
Расчет коэффициента конвективного усиления :
k=(1+v/c)
/(1–v/c)
=(1+12/425)
/(1–12/425)
=1,12
2
2
2
2
x
Расчет расстояния  в метрах от акустического датчика 2, расположенного выше по течению относительно течи, с учетом коэффициента конвективного усиления:
x=(ln(p2/(p1*k
))+α
L)/(α
+α
)=(ln(0,008/(0,010*1,12*1,12))+0,0023*10000)/(0,0023+0,0036) = =3822 м.
2
+
+
-
20-
S
Учитывая, что акустический датчик 2, расположенный выше по течению относительно течи, расположен на ом км трубопровода (линейная координата известна из проектной документации), рассчитывают линейную координату  места возникновения течи.
S
k
20000+3861=23861
без учета
Линейная координата  места возникновения имитированной течи, рассчитанная  коэффициента  конвективного усиления равна м,
S
k
20000+3822 =23822
с учетом
а линейная координата  места возникновения имитированной течи, рассчитанная  коэффициента  конвективного усиления равна м.
23861-23822=39
23822
Разница между линейными координатами возникновения течи, рассчитанными с учетом и без учета коэффициента конвективного усиления, составляет  м.  Полученное расчетное значение м места возникновения течи передано на АРМ 6.
23825
k
k
35
Учитывая, что фактически имитированная течь имела линейную координату  м очевидно, что способ расчета с учетом коэффициента конвективного усиления является более точным, так как отклонение линейной координаты места возникновения имитированной течи при расчете с учетом коэффициента  конвективного усиления составило 3 м, а при расчете без учета коэффициента  конвективного усиления отклонение составило 35 м. Следует отметить, что несмотря на большую протяженность трубопроводов, тот факт, что расчет места течи на несколько десятков метров точнее, является существенным преимуществом, так как для герметизации течи необходимо проводить земляные работы для расшурфовки трубопровода, а расшурфовка лишних  м потребует значительных материально-технических ресурсов, а также приведет к увеличению сроков устранения течи, что в свою очередь, повышает риск социального и экологического ущерба.
Таким образом из расчетов видно, что в соответствии с предложенным решением место возникновения течи определено более точно, что подтверждено экспериментально при проведении испытаний на магистральном трубопроводе «Парабель-Кузбасс» при оценке обнаружения утечек.
k
Очевидно, используя физико-химические характеристики нефти, воды или др. веществ текучей среды, можно рассчитать коэффициент  конвективного усиления акустического сигнала и использовать его для более точного расчета расстояния от ближайшего акустического датчика к месту возникновения течи до места возникновения течи и определить линейную координату места возникновения течи в трубопроводе, транспортирующего любой продукт.