摘 要 傳統(tǒng)天然氣管道積液量的測量方法存在積液檢測精度低、具有安全隱患等問題。為此，提出一種新的基于紅外成像的非介入式測量法：利用管道內(nèi)部氣液兩相之間熱容差別大及對流換熱的性質(zhì)，對外管壁加熱，使氣液兩相在管道外壁形成溫度梯度，再利用紅外熱像儀測量外壁溫度，形成溫度分布圖像，結(jié)合智能圖像處理技術(shù)，對高壓天然氣管道積液進(jìn)行實時高精度檢測。實驗室和現(xiàn)場試驗結(jié)果均表明，該方法測量誤差小于l0%，能夠滿足天然氣管道積液現(xiàn)場檢測的要求。
關(guān)鍵詞 天然氣管道 積液檢測 圖像處理 紅外成像 積液數(shù)學(xué)模型
積液的存在會降低管道的氣體輸送能力，甚至引發(fā)管道堵塞、管道內(nèi)壁腐蝕，形成安全隱患。定期清管是清除管內(nèi)積液的有效途徑[1]，而確定清管周期、選擇清管器的型號和數(shù)目、確定終端液體收集容器等都需要預(yù)先得到管內(nèi)的積液量。因此，輸氣管道的積液量檢測具有十分重要的意義。
目前，已有多種方法用于檢測輸氣管道的積液量，包括模型模擬法[2]、透明管道法[3]、熒光法、快關(guān)閥門法[4]、光纖探針法、射線衰減法[5]、接觸探針法、電層析成像法、超聲波法[6]和微波吸收法[7]等?？礻P(guān)閥門法只適用于實驗室測量管道平均積液量；射線衰減法和微波吸收法的射線或微波不能穿透管壁，不能對已建集輸管道積液量進(jìn)行檢測；熒光法需要管壁透明，無法應(yīng)用到生產(chǎn)現(xiàn)場；層析成像法和接觸探針法都屬于介入式測量。管道積液量測量方法中的直接法需要改動管道結(jié)構(gòu)，具有安全隱患；而間接法由于參數(shù)、速度和模型匹配等因素的限制，積液檢測精度低，無法實現(xiàn)積液量的實時檢測[8]。為此，利用管道內(nèi)部氣液兩相之問熱容差別大及對流換熱的性質(zhì)，利用紅外成像原理，結(jié)合智能圖像處理技術(shù)，研發(fā)了非介入式輸氣管道積液檢測方法。該方法具有不用改動管道結(jié)構(gòu)、檢測精度高、攜帶方便等優(yōu)點。
1 紅外成像測量積液原理
1．1持液率測量模型
在氣液兩相分層流中，液相由于重力作用在管道底部流動，氣相在管道上方流動，氣液兩相間存在氣液界面。氣液界面距離管道底部的距離(hl)以及實驗管道內(nèi)徑(d)在圖像上均可由相應(yīng)的紅外成像的像素值來表征：
hl=RPh (1)
d=RPd (2)
式中Ph、Pd分別為圖像上以像素點為單位表征的氣液界面線距管道底部的距離以及管徑長度；R為比例尺，反映了實際距離與圖像上以像素點表征的相應(yīng)距離的比值，為一定值。 h、d確定后，截面持液率(H。．)可根據(jù)下式計算[9]：
1．2紅外成像測量積液原理
由于天然氣管道制作材料的主要成分是碳鋼，其導(dǎo)熱系數(shù)介于50～60 w／(m·K)，屬于非保溫材料，因此，加熱管道外壁后管壁可以迅速傳導(dǎo)熱量。管道中水的比熱容為4．2×103 J／(k9·℃)，氣體的比熱容介于0．5～15．0 J／(k9·℃)，當(dāng)在管道外壁給管道施加一恒定熱流密度的熱源時，由于管內(nèi)氣體和液體的流速及比熱容不同，氣體和液體帶走的熱量就不同，管壁上就會產(chǎn)生溫度梯度。利用高精度紅外熱像儀(分辨率為0．01℃)可以測出管壁上的溫度分布，進(jìn)而確定管道內(nèi)積液的高度。
現(xiàn)場情況下，輸氣管道內(nèi)部積液和氣體的溫度基本一致，管道外壁表面沒有明顯的溫度梯度變化，無法通過管道外壁的溫度梯度變化來判斷管道內(nèi)部的積液含量。為此，采用外加熱方法使管壁表面產(chǎn)生一個合適的溫度梯度變化。當(dāng)輸氣管道內(nèi)部有液體沉積時，利用電加熱膜均勻加熱管道外壁，由于管壁的易導(dǎo)熱性，熱量會迅速由管壁表面向管道內(nèi)部的液體和氣體傳導(dǎo)，并且由于氣體的比熱容小，吸收管壁的熱量少，所接觸管壁表面會形成一個溫度梯度，液體的比熱容大，吸收管壁的熱量多，所接觸管壁表面會形成另一個溫度梯度，這樣管道外壁上就會形成一個溫度梯度變化，其與管道中實際的積液高度有一個對應(yīng)的關(guān)系。
利用電加熱膜均勻加熱管道外壁時，如果氣液兩相的運動狀態(tài)不同，其熱量傳導(dǎo)過程也會不同，因此，積液高度與溫度分布的對應(yīng)關(guān)系也不同。實驗中，分別在不同氣體／液體流速、加熱溫度、加熱時間、液體含量、外界溫度等各種條件下進(jìn)行測試，最終得到這些參數(shù)與積液高度對應(yīng)的數(shù)學(xué)模型。
2積液檢測系統(tǒng)
2．1積液檢測裝置結(jié)構(gòu)圖
設(shè)計的非介入式輸氣管道積液檢測裝置包括管道加熱子系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集子系統(tǒng)以及數(shù)據(jù)處理子系統(tǒng)。管道加熱子系統(tǒng)主要包括加熱部分和溫控部分，加熱部分用于加熱待測管道管壁，溫控部分用于控制加熱部分的加熱溫度。數(shù)據(jù)采集子系統(tǒng)由紅外熱像儀構(gòu)成，用于精確采集管壁表面的溫度圖像，并將圖像實時傳送給數(shù)據(jù)處理子系統(tǒng)。數(shù)據(jù)處理子系統(tǒng)接收數(shù)據(jù)采集子系統(tǒng)采集的溫度圖像，運行積液檢測軟件，采用積液檢測算法實時檢測管道內(nèi)部的積液含量。
2．2檢測流程
紅外熱像儀對準(zhǔn)要加熱的管壁，使管壁的上、下邊沿都在熱像儀的拍攝范圍內(nèi)。在積液檢測軟件中設(shè)置管道的相關(guān)參數(shù)，包括管道外徑、管道壁厚和氣液狀態(tài)等。然后使用電加熱膜覆蓋管壁，短時間加熱管壁后從管壁上撤離加熱膜，使用紅外熱像儀采集管壁表面溫度圖像，并在計算機(jī)主機(jī)上運行積液檢測軟件，應(yīng)用智能積液檢測算法確定輸氣管道內(nèi)部的積液量，最后生成報表。
3智能檢測算法
紅外熱像儀采集的圖像首先使用圖像預(yù)處理算法(包括中值濾波、目標(biāo)分割等)將圖像中的噪聲和背景信息去掉。被預(yù)處理后的圖像只保留了含有溫度梯度變化的部分目標(biāo)圖像。使用智能識別算法對圖像進(jìn)行識別，計算出液體的含量。
4相關(guān)實驗
4．1 實驗條件
實驗室的實驗環(huán)道如圖3所示，實驗系統(tǒng)采用GA45VSD型全封閉低噪聲螺桿式空氣壓縮機(jī)，其額定功率為45 kW，最大工作壓力為l．3 MPa，排氣量為78～354 m3／h。水泵采用ZS65—40—200離心泵，量程為25 m3／h，揚程為62 m。氣體計量采用Y040一EALSS4 0D渦旋流量計。液體流量計量采用Emer—son CMF型質(zhì)量流量計。實驗環(huán)道口徑為40 mm，測試段外徑為200 mm，壁厚為l5 mm。
實驗流程如下：空氣由變頻壓縮機(jī)提供，通過氣體流量計后在氣液混合器內(nèi)與水混合，之后進(jìn)入實驗環(huán)道；水由水泵增壓，通過流量計后與空氣在氣液混合器內(nèi)混合并進(jìn)入實驗環(huán)道。最后，氣、水兩相進(jìn)入到臥式分離器進(jìn)行氣、水分離，之后，氣相直接排空，水則循環(huán)回水罐。
圖4不同氣體流速下實際積液高度與測得積液高度的對比圖
實驗中，針對不同的積液高度和不同的氣液狀態(tài)，采用兩端加熱、背面加熱、全管液體高溫加熱和全管短時間加熱4種加熱方法進(jìn)行實驗，對比選取一種合適的加熱方法。經(jīng)過大量的實驗，最終確定選擇全管短時間加熱作為設(shè)計裝置的加熱方法。
當(dāng)氣體流速為2 m／s、4 m／s、6 m／s、8 m／s時，通過實驗檢測得到的積液高度和實際積液高度的對比情況如圖4所示。
從圖4可以看出，檢測得到的積液高度的變化趨勢同實際積液高度的變化趨勢大致相同，呈上升趨勢，是遞增函數(shù)，基本上是一一映射的關(guān)系。
4．2實際測量結(jié)果
根據(jù)大量實驗數(shù)據(jù)得到相關(guān)實驗?zāi)Ｐ?，?ldquo;西氣東輸”天然氣管道積液進(jìn)行現(xiàn)場測量，測得結(jié)果如下。
在中國石化中原油田分公司普光氣田公司(以下簡稱普光氣田)的協(xié)助下，根據(jù)測試位置的要求，最終選取了斜拉橋和桁架處作為管道積液測試位置(圖5)。
實驗系統(tǒng)需要根據(jù)輸氣管道外壁表面的溫度圖像計算管道內(nèi)的積液高度，而普光氣田輸氣管道外壁包裹了3層PE和玻璃絲布，裸露部分還涂有黃色的漆。為了能夠采集管道外壁表面的溫度圖像，首先要對測試位置管道進(jìn)行預(yù)處理，去除管道表面的3層PE和玻璃絲布，使管道外壁裸露，如圖5-a中橢圓所指位置。
圖5 管道積液測試位置示意圖
現(xiàn)場管道積液檢測結(jié)果如表l所示。
現(xiàn)場實驗測試結(jié)果表明，斜拉橋處和桁架處2個位置的積液都比較多，實驗結(jié)果跟現(xiàn)場流量、壓力及地形變化吻合。根據(jù)普光氣田定期排出的液體量，測量結(jié)果與實際結(jié)果基本吻合。誤差可以控制在10%以內(nèi)，檢測結(jié)果和檢測精度達(dá)到了預(yù)期的目標(biāo)。
5 結(jié)論
在經(jīng)過大量實驗室實驗和現(xiàn)場實驗的基礎(chǔ)上，設(shè)計了一種非介入式紅外成像天然氣管道積液含量的檢測方法。該方法的關(guān)鍵是建立與各種參數(shù)相關(guān)的積液量計算數(shù)學(xué)模型，但是這種模型需要大量不同參數(shù)、不同工況的實驗數(shù)據(jù)，實驗室中很難完成全部參數(shù)、不同工況的實驗，目前為止只進(jìn)行了液體靜止、氣體流速變化時的管道積液實驗。因此，得到的積液量計算數(shù)學(xué)模型不夠準(zhǔn)確，使得積液測量結(jié)果的誤差較大。后續(xù)還要針對流動液體的條件進(jìn)行實驗，建立更加完善的積液量計算數(shù)學(xué)模型，減小測量誤差。
參 考 文 獻(xiàn)
[1]張建，唐建峰，李玉星．輸氣管道內(nèi)凝析液對流動參數(shù)的影響分析[J]．天然氣工業(yè)，2006，26(5)：118—121．
[2]張友波，李長俊，楊靜．濕天然氣管路持液率計算方法研究[J]．新疆石油學(xué)院學(xué)報，2004，16(4)：46—49．
[3]LI Yuxin9．Method to judge the formation of gas hydrate inpipeline[-J]．Gas Industry，l999，19(2)：99—102．
[4]WONGWISES S，PIPATHATTAKuL M．Flow pattern，pressure drop and void fraction of tW0—-phase gas—-liquid flow in an inclined narrow annular channel[J]．Experimental
Thermal and Fluid Science，2006，30(4)：345—354．
[5]CHAOUKI JAMAL，LARACHI FAi(?A1。，DUDUKOVIC MILORAD P．Noninvasive tomographic and veloeimetric monitoring of multiphase flows EJ]．Industrial&Engineer—ing Chemistry Research，1997，36(11)：4476—4530．
[6]萬新強(qiáng)，孫壁君．長距離天然氣管道干空氣干燥技術(shù)及應(yīng)用[J]．油氣儲運，2007，26(4)：26 32．
[7]梁法春，陳婧，曹學(xué)文．截面含氣率的單絲電容探針測量[J]．石油化工高等學(xué)校學(xué)報，2009，22(2)：70—72．
[8]梁法春，曹學(xué)文，魏江東，等．積液量預(yù)測方法在海底天然氣管道中的應(yīng)用[J]．天然氣工業(yè)，2009，29(1)：103 105．
[9]梁法春，陳婧，曹學(xué)文．基于圖像處理的分層流持液率測量[J]．石油天然氣學(xué)報：江漢石油學(xué)院學(xué)報，2008，30(4)：161-164．
本文作者：宋華軍1 戴永壽1 楊濤2 李立剛1 孫偉峰1
作者單位： 1．中國石油大學(xué)(華東)信息與控制工程學(xué)院電子信息工程系 2．山東省天然氣管道有限責(zé)任公司
贊 賞 分享
您可以選擇一種方式贊助本站
支付寶轉(zhuǎn)賬贊助
微信轉(zhuǎn)賬贊助
- 注解：本資料由會員及群友提供僅供閱讀交流學(xué)習(xí)，不得用于商業(yè)用途！
