Способы обнаружения утечек газа соединения газопроводов

Билет №1

1 Преимущества и недостатки природного газа

ПРЕИМУЩЕСТВА: Отсутствие золы, шлака, выброса твердых частиц в атмосферу, меньше токсичных выбросов, высокая теплота сгорания, удобство транспортировки и сгорания, облегчение труда обслуживающего персонала котельной, большое КПД, улучшение санитарно – гигиенической обстановки в котельной и вокруг нее.

НЕДОСТАТКИ: Взрывоопасность смеси, способность оказывать наркотическое и удушающее действие на человека, способность вытекать через неплотности в соединениях, при неполном сгорании образуется угарный газ.

2 Способы обнаружения утечек газа

А) Визуальный – по внешним признакам:

— запах – газ одорирован

— вспенивание мыльной эмульсии

— звук – на среднем и высоком давлении газ выходит с шипением

— наледь или снежная шуба

— желтая трава летом и бурый снег зимой – при утечке из подземных резервуаров

— пузырьки на поверхности водоемов, которые при поджигании горят

— газоанализаторы – это приборы, определяющие концентрацию определенного газа.

— газоиндикаторы – это приборы, констатирующие факт загазованности и реагируют на любой газ.

Все приборы должны подвергаться государственной поверке каждые 6 месяцев.

Определять утечку газа открытым огнем категорически ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

5 Оказание первой помощи пострадавшему от удушья природным газом

— вынести пострадавшего на свежий воздух

— в случае отсутствия сознания и пульса на сонной артерии – приступить к комплексу реанимации

— с влучае потери сознания более 4 минут – перевернуть на живот и приложить холод к голове

— во всех случаях вызвать скорую помощь

Билет №2

1 Физико-химические свойства природного газа

Природный газ не имеет цвета, запаха, вкуса, для запаха добавляют одорант 16 грамм на 1000м 3 .

Природный газ состоит из: метан СН₄— 96-98%., пропан С₃Н₈– 1-3%, бутан С₄Н₁₀– 1-3%

Природный газ по сравнению с другими видами топлива имеет ПРЕИМУЩЕСТВА: Отсутствие золы, шлака, выброса твердых частиц в атмосферу, меньше токсичных выбросов, высокая теплота сгорания, удобство транспортировки и сгорания, облегчение труда обслуживающего персонала котельной, большое КПД, улучшение санитарно – гигиенической обстановки в котельной и вокруг нее.

2 Типы соединений газопроводов

Сварные соединения относятся к числу ответственных элементов сооружения и требуют контроля. Проверка должна осуществляться строительно-монтажной организацией и контролироваться техническим надзором заказчика и предприятием газового хозяйства.

Разборные соединения следует устанавливать в местах, доступных для осмотра, а так же для монтажных и ремонтных работ. Вся газопроводная система линий располагается в лотках, перекрытых съемными, не дающими искр щитами.

Фланцевые соединения газопроводов с аппаратами, компенсаторами и др, должны иметь точеную поверхность с уплотняющими рискам для прокладок.

Все соединения стальных труб газопроводов следует выполнять с помощью сварки. Резьбовые и фланцевые соединения могут применяться только в местах установки запорной арматуры, контрольно – измерительных приборов, регуляторов давления и др оборудования. Эти соединения газопроводов должны быть доступны для осмотра и производства ремонтов. Все газовые приборы и газогорелочные устройства следует присоединять к газопроводам жествим соединением.

Источник

Профессиональное обучение персонала газового хозяйства (44 стр.)

Существующие методы поиска утечек газа делятся на качественные и количественные. Методы качественного определения утечек газа устанавливают лишь сам факт утечки газа без оценки величины. Наиболее распространенными методами качественного определения утечек газа являются:

– одоризация газа, т. е. придание ему специфического запаха, помогающего обнаружить присутствие газа в помещениях, в грунте и в других местах даже при очень малых концентрациях;

– определение мест предполагаемой утечки газа из подземного газопровода бурением скважин диаметром 1,5–2,5 см в грунте на глубину, превышающую глубину заложения газопровода на 10–15 см;

– проверка мест предполагаемой утечки газа на газопроводах обмазкой швов и стыков мыльной эмульсией;

– применение различных газовых анализаторов и индикаторов (приборные методы). Можно выделить три основных этапа поиска утечек газа:

– установление утечки газа и уточнение ее признаков;

– установление группы возможных причин утечки газа;

– выполнение проверочных операций по выявлению места утечки газа.

Сначала обходят трассу газопроводов и внешним осмотром определяют признаки утечки газа. Затем необходимо установить группу возможных причин утечек газа: разрыв стыка, коррозия трубы, механические повреждения, неплотности во фланцевых соединениях и т. д. За этим следует проверка исправности отдельных элементов газопровода.

Сложность поиска утечки газа из подземного газопровода обусловлена недоступностью газопровода для визуального наблюдения и значительной его протяженностью. Это обстоятельство делает невозможным его сплошную проверку. Поэтому стратегия поиска требует хорошего знания устройства газопровода, наиболее вероятных мест утечек газа.

До последнего времени наиболее распространенным методом качественного определения мест утечек газа из подземных газопроводов являлось бурение скважин в грунте в местах предполагаемого повреждения газопровода. Перед началом буровых работ необходимо пригласить представителей организаций, имеющих вблизи газопровода подземные сооружения, уточнить с ними места расположения сооружений и принять соответствующие меры по безопасному выполнению работ.

Скважины бурят через каждые 2 м, а при наличии сварочной схемы – над каждым стыком, так как наиболее вероятным местом повреждения газопроводов являются стыковые соединения. Если бурение производится в мерзлом грунте, то глубина скважин должна быть не менее глубины его промерзания, так как мерзлый грунт не пропускает газ.

В летних условиях глубину скважин можно уменьшить. Скважины необходимо бурить в шахматном порядке по обе стороны от оси газопровода на расстоянии 0,3–0,5 м от стенки газопровода. Несоблюдение этих условий может привести к повреждению газопровода. В местах, где находятся контрольные трубки, скважины не бурят: в этих местах газопровод на плотность проверяют газоанализатором.

Скважины бурят с помощью различных устройств: вручную, электровибратором, специальными буровыми комбайнами и т. д. При ручном способе бурения применяют различные клинья, которые забивают в землю кувалдой и извлекают воротом. Если буровые работы ведутся в мерзлом грунте, то клинья необходимо нагреть. В зимних условиях такой метод нежелателен, так как при извлечении клиньев из скважины можно получить ожоги от паров, образующихся в процессе соприкосновения раскаленных клиньев с мерзлым грунтом. Поэтому при проведении работ необходимо строго соблюдать правила безопасности, использовать спецодежду и защитные очки. Во время работы нельзя становиться друг против друга, чтобы не нанести травму кувалдой.

Из механических приспособлений для бурения чаще всего используют электровибратор, с его помощью процесс бурения скважин значительно ускоряется. Им удобно бурить им скважины в мягких грунтах. Бурение скважин в плотных грунтах связано с рядом неудобств по извлечению клиньев из скважин. При бурении скважин в дорожном покрытии необходимо проявлять особую осторожность, так как резкое изменение сопротивления грунта может привести к отдаче электробура и нанести травму работнику.

После того как скважины пробурят, приступают к проверке наличия в них газа с помощью газоанализаторов. Допускается применение для этой цели огня, если скважины расположены на расстоянии более 3 м от зданий, колодцев, тоннелей, коллекторов и других подземных сооружений. Если газ не загорается, то скважины необходимо проверить газоиндикатором, и только после этого можно считать, что газ не обнаружен. Чтобы избежать ожогов рук, огонь следует сначала поднести к скважине на расстояние вытянутой руки, и если газ не загорится, опустить огонь в скважину.

Газ может скапливаться и в тех местах, где нет утечки. В этих случаях сначала нужно проверить каналы телефонных кабелей. Для этого до бурового осмотра нужно провести подготовительные работы: открыть телефонные колодцы, белой глиной замазать все отверстия коммуникаций, выходящих в колодец; осмотреть ближайшие колодцы и определить, с какой стороны продолжает поступать газ.

Определив наиболее вероятное место утечки газа из газопровода, приступают к раскопке шурфа и устранению утечек газа. Способ устранения утечек зависит от вида повреждения и величины давления газа в газопроводе. Наиболее распространенными повреждениями являются разрывы стыков, неплотности в арматуре, повреждения оголовков стояков конденсатосборников, контрольных трубок, коррозия труб.

Разрывы стыков стальных газопроводов устраняют, вырезая поврежденные места на длину не менее 200 мм и вваривая катушки (вставки) или наваривая на поврежденный стык муфту усиления. Если на газопроводе имеются продольные трещины размером более 0,8 м, то необходимо отключить подачу газа, вырезать поврежденный участок и вварить вместо него катушку требуемой длины. Сварные соединения испытывают на плотность, продувая отключенный участок газом.

Содержание текущего инструктажа во многом определяется индивидуальными особенностями учащихся. Нельзя ограничивать инструктаж только оказанием помощи слабым и отстающим учащимся. Мастер должен наметить те элементы работы (приемы, операции и т. д.), овладение которыми он будет проверять на данном занятии. При подготовке текущего инструктажа можно выйти за рамки данного занятия и спланировать деятельность на больший отрезок времени, охватывающий, например, изучение целой темы. Так, навыки определения утечек газа по объективным диагностическим признакам и устранения повреждений формируются и совершенствуются на протяжении почти всего периода обучения.

Заключительный инструктаж можно провести в учебном заведении или в службе подземных газопроводов. Во время инструктажа разбираются недостатки, имевшие место в ходе изучения материала, даются ответы на возникшие вопросы. Можно провести опрос, затем дать домашнее задание и указания по подготовке к следующим занятиям. Периодичность проведения заключительного инструктажа зависит от содержания работы, степени фронтальности обучения.

Определение технического состояния газопроводов

Цель занятий: формирование у учащихся навыков, умений, компетенций определения технического состояния газопроводов, практическое ознакомление с приборами для проверки герметичности газопроводов и качества изоляции.

Наглядные пособия и оборудование: техническая документация на подземные газопроводы, инструкции, плакаты № 20, 21, 23 [18], переносной индикатор утечки газа, аппарат для нахождения мест повреждения изоляции, средства индивидуальной защиты, учебный кинофильм [16].

Вводный инструктаж рекомендуется проводить совместно с работником службы подземных газопроводов. Начать его следует с изучения инструкции по определению технического состояния газопроводов. Затем мастер, объяснив цель занятия, знакомит учащихся с инструментами, оборудованием и приспособлениями, с содержанием предстоящей работы. Основными показателями, определяющими техническое состояние подземных газопроводов, являются плотность (герметичность) газопроводов, состояние изоляционных покрытий, состояние металла труб, удельная плотность защитного тока.

Учащиеся выполняют работу в составе бригады квалифицированных рабочих.

До начала работ выполняется ряд подготовительных мероприятий: учащиеся знакомятся с технической документацией на обследуемый газопровод, результатами буровых и шурфовых работ, состоянием электрозащитных установок, результатами ремонтных и профилактических работ.

Далее учащиеся должны ознакомиться с трассой газопровода, уточнить расположение других подземных коммуникаций, проверить комплектность и исправность приборов, спецодежды, средств индивидуальной защиты.

Учащимся необходимо сообщить, что в отечественном газовом хозяйстве широкое применение находят полиэтиленовые технологии, как в строительстве, так и в производстве ремонтных работ. Внедрение полиэтиленовых труб – одно из актуальных направлений повышения эффективности капитального строительства и снижения ее материало– и трудоемкости. Зарубежный и отечественный опыт строительства и эксплуатации полиэтиленовых газопроводов выявил следующие преимущества полиэтиленовых труб:

– удешевление строительно-монтажных работ и увеличение его темпов (из 1 т металлических труб диаметром 100 мм можно проложить трубопровод длиной до 80 м, а из 1 т полиэтиленовых труб наружным диаметром 110 мм можно смонтировать трубопровод длиной более 1 км);

– отсутствие необходимости в изоляционных работах и сооружении систем защиты газопроводов от коррозии;

– долговечность газопроводов (физические и химические свойства полиэтилена обеспечивают прекрасную герметичность и высокую стабильность в течение всего срока эксплуатации газопроводов);

– повышение пропускной способности газопроводов благодаря гладкой внутренней поверхности полиэтиленовых труб;

Источник

Методы визуализации утечек газов

Автор: Б.Б. Хроленко (Компания “ГК РЕСУРС”, руководитель направления по локализации утечек газов)

Опубликовано на портале «Химическая техника», май 2021

Своевременная локализация утечек газов для нефтегазовых предприятий является важной частью диагностики, потому что утечки могут привести к авариям, отравлению персонала и большим финансовым потерям. Даже небольшая утечка может нанести серьезный ущерб. Чтобы создать эффективную систему контроля объектов на предмет утечек и обеспечить требования промышленной безопасности, нужно определить слабые места таких объектов.

Комплекс мероприятий по выявлению утечек после пусконаладочных работ (ПНР), ремонтных и сварочных работ резервуаров, трубопроводов может быть недостаточным. Так же коррозия металла, разрушение уплотнений из-за вибрации, старение материалов, ослабление резьбы гаек и болтов, воздействие перепадов температур и давления – всё это ведёт к быстрому износу элементов газовых систем. Как следствие, нарушается герметичность, что приводит к утечке газа.

Слабые места нефтегазовых систем:

• Задвижки и уплотнения газопровода.
• Уплотнения вентилей трубопроводов.
• Фланцевые соединения труб.
• Сальниковые узлы.
• Патрубки сброса.
• Клапаны отсечки.
• Линия продувки.
• Сосуды под давлением: газоотделители, фильтры.

Система технологической безопасности для предотвращения утечки природного газа и выбросов других углеводородов предполагает регулярные осмотры, планово-предупредительные работы, своевременное обслуживание, эксплуатацию оборудования и систем трубопроводов в соответствии с инструкциями, нормативными документами отрасли.

Методы локализации утечек

Тем не менее, соблюдение общих правил работы со сложными инженерно-техническими системами не гарантирует отсутствие аварий. Для обнаружения утечек используют следующие методы:

Рисунок 1. Метод «обмыливания».

Нанесение мыльного раствора на места, подверженные утечкам. Рассмотрим плюсы и минусы данного метода. При «обмыливании» мы видим точное место утечки, а не где-то рядом, также мы можем видеть несколько утечек на одном небольшом участке. Этот метод дешевый и простой в приготовлении. Теперь к минусам: мыльная эмульсия провоцирует коррозию металлов; её невозможно применять при минусовых температурах, к примеру, на предприятиях Севера России (правда, существуют специальные морозостойкие поверхностно-активные вещества (ПАВ)); её необходимо готовить каждый раз перед проверкой, и из-за использования различного мыла и непостоянного состава воды из разных отдельно взятых труб, раствор имеет непостоянные характеристики. Так что «мыльность» от раствора к раствору меняется. Также обмылить большие участки трубопроводов и прочего оборудования очень трудозатратно и малоэффективно.
Рисунок 2. Многоканальный газоанализатор для
персональной защиты, измеряющий горючие газы
и пары, а также O2, CO, NO2, SO2 и H2S.

Использование газоанализатора в предполагаемом месте утечки. Такие приборы — это второй по доступности метод. Они недостаточно точно определяют место утечки, т.к. работают по концентрации газа в воздухе, также на точность может повлиять незначительный сквозняк или ветер на открытых объектах. Информацию об утечке мы видим либо на дисплее прибора, либо слышим в динамиках, без возможности точной локализации места выхода газа. Детекторы газоанализаторов настроены на конкретный газ, то есть газоанализатор, предназначенный для определения углеводородов, не сработает на монооксид углерода или гелий. То есть даже «обмыливание» нам дает более точные результаты. Также газоанализатор является измерительным прибором, который нуждается в периодической поверке. К преимуществам этих приборов можно отнести удобство в использовании, их портативность и вариативность: есть ручные приборы, мобильные, закрепляемые поверх спецодежды персонала и стационарные с регулируемыми уставками на отключение оборудования и на вывод предупреждающего или аварийного сигнала на пульт управления.
Рисунок 3. Инспекция конденсатоотводчиков и
клапанов.

Детекторы акустические. Эти легкие портативные приборы просты в использовании, не требуют специального обучения, выявляют утечки с расстояния. Как правило, идут в комплекте с наушниками. Имеют регулировку чувствительности датчика и уровня громкости наушников. С помощью гибкого наконечника можно находить утечки в труднодоступных местах. Основным преимуществом является возможность поиска различных типов газов. К недостаткам можно отнести: ограниченное расстояние определения источника утечки, сложность в интерпретации данных, даже для опытного дефектоскописта. Есть большая вероятность принять высокочастотный шум или вибрацию за утечку. В большинстве случаев простые акустические детекторы с одним микрофоном необходимо будет комбинировать с классическими методами поиска утечек.
Рисунок 4. Применение визуально-акустического
дефектоскопа на российском НПЗ.

Из наиболее доступных дистанционных способов можно выделить использование визуально-акустического течеискателя. Прибор позволяет на расстоянии обнаружить утечку газов, измерить объем газа, рассчитать размер потерь в рублях.

Визуально-акустический течеискатель выполнен в корпусе мобильной камеры. Основной рабочий орган – параболические микрофоны. Они регистрируют ультразвук в диапазоне частот 2-35 кГц. Большое количество встроенных микрофонов позволяет дефектоскопу выполнять свою функцию с большой точностью и отсеивать ложные сигналы-помехи.

С 2019 года компания ГК РЕСУРС является официальным дистрибьютором финского производителя Noiseless Acoustics Ltd и эксклюзивно предлагает визуально-акустический дефектоскоп NL-камера. NL-камера является новинкой в сфере неразрушающего контроля и благодаря 124 сверхчувствительным микрофонам способна находить различные источники звука в диапазоне от 2 до 65 кГц, в зависимости от выбранных настроек. А алгоритм искусственного интеллекта на основании данных тысяч измерений сопоставляет и локализует дефект и его характер максимально точно (Рисунок 5).

Рисунок 5. Дисплей визуально-акустического дефектоскопа NL-camera.

Технология ультразвуковой дефектоскопии

Прибор работает, обнаруживая ультразвуковой сигнал утечек, вызванных турбулентностью газа, создаваемой перепадом давления (Рисунок 6). Звуковая волна достигает микрофонов прибора менее чем на 1 мсек., этого времени достаточно, чтобы 4-х ядерный процессор ARM 1.4 ГГц обработал сигнал, обнаружил местоположение источника звука и визуализировал его. Для ультразвуковой визуализации с большим количеством микрофонов можно провести аналогию с матрицей тепловизора: каждый микрофон подобен пикселю матрицы, и чем больше этих “пикселей”, тем точнее акустическое изображение, и с большего расстояния мы можем инспектировать объекты.

Рисунок 6. Ультразвуковой сигнал, вызванный турбулентностью газа.

Промышленный шум меньше мешает прибору на высоких частотах. С утечками газов обычно можно добиться хороших результатов, если сконцентрироваться на звуках выше 20 кГц. NL камера моментально обнаруживает звуки, в диапазоне возникновения утечки газов, что дает лучшие результаты с меньшими усилиями пользователя при диагностике. По умолчанию камера не воспринимает почти весь мешающий шум.

• Инфракрасная камера – это самый эффективный и дорогостоящий вариант дистанционной визуализации утечек (Рисунок 7). Прибор позволяет обнаружить невидимый газ и визуализировать его на дисплее в виде газового облака или потока.

Рисунок 7. Инфракрасная камера для визуализации углеводородов.

Компания ГК РЕСУРС является дистрибьютором передового производителя тепловизионного оборудования FLIR Systems и для визуализации газов предлагает инфракрасные камеры серии GF. Оборудование компании пользуется заслуженной популярностью и востребовано в нефтегазовой отрасли: на нефтеперерабатывающих заводах, транспортных сооружениях газоперерабатывающих заводов, объектах нефтедобычи.

Как работает оптическая визуализация газа?

Ярким примером работы методов визуализации углеводородов является тепловизор серии GF. Конструктивно тепловизор представляет собой портативный прибор, оснащенный объективом, экраном. Основной рабочий орган – инфракрасный детектор в качестве чувствительного элемента. Электроника обрабатывает сигнал с детектора. На экран выводится термограмма. (Рисунок 8).

Рисунок 8. Визуализация утечки бутана.

Работа таких устройств основана на том, что газ поглощает инфракрасный спектр в определенном диапазоне. Чувствительная камера определяет, какой конкретно диапазон инфракрасного излучения поглощен и визуализирует это место. Такие камеры созданы на основе самых современных технологий и обладают сверхчувствительными детекторами. Для сравнения большинство углеводородов поглощают инфракрасное излучение в диапазоне 3,2-3,4 микрометра, а углекислый газ (CO2) – 4,2-4,4 микрометра. Это очень узкий спектр, поэтому каждый прибор имеет встроенный специальный фильтр OGI (optical gas imaging – визуализация газов). Фильтр ограничивает длину волны распространения газа, отвечает за визуализацию и вывод графической информации о локализации утечки на экран устройства.

Рисунок 9. Конструкция системы оптической визуализации газа.

Все объекты испускают и отражают инфракрасное излучение, совокупность этих излучений мы назовем фоновым излучением. Когда это излучение попадает в объектив ИК-камеры, оно проходит через линзу до фильтра, который пропускает на детектор длины волн, соответствующие газам, для поиска которых предназначена данная камера (Рисунок 9). Таким образом, если между фоновыми объектами и ИК-камерой находится утечка газа – “газовое облако”, это облако поглощает часть фонового излучения в спектре соответствующего газу. При этом количество излучения, передаваемого детектору, будет меньше, что позволяет камере визуализировать газ (Рисунок 10).

Рисунок 10. Эффект газового облака.

Как видно из принципа работы, между входящим в газовое облако излучением и выходящим из него должна быть разница. На рисунке 11 входящее и выходящие излучения показаны красной и синей стрелками соответственно.

Рисунок 11. Контраст облака.

Условия визуализации утечек газов инфракрасной камерой:

• Газ частично поглощает излучение в диапазоне пропускания фильтра камеры.
• Газовое облако контрастирует с фоном в ИК-спектре.
• Различные температуры облака газа и фона.
• Газовое облако подвижно.
• Точно откалиброванная камера для измерения температуры.

Область применения ИК камер и тепловизоров

На крупных производствах, где эксплуатируется большое количество нефтегазового оборудования с тысячами мест потенциальных утечек, выявить все их при помощи газоанализатора невозможно. Использование ИК-камеры или тепловизора позволяет в десятки раз быстрее выполнить проверку, чем при использовании классических методик.

Для мониторинга и автоматизации процесса обнаружения утечек на критических местах устанавливают не переносные, а стационарные модели. Они ведут круглосуточный мониторинг газопроводов, что удобно для труднодоступных и удаленных объектов. Такие инструменты находятся на буровых платформах морского базирования, на газораспределительных станциях и газоперерабатывающих заводах. Подойдут стационарные оптические средства визуализации углеводородов для биологических газов, нефтехимических заводов, скважин.

Применяется оптическая визуализация газов не только в нефтегазовой отрасли. В энергетике для предотвращения отключений оборудования проверяют высоковольтные выключатели и КРУЭ на предмет утечек элегаза (шестифтористая сера – SF₆) ИК-камерой FLIR GF 306. На электростанциях (ТЭЦ, АЭС) работают турбогенераторы с водородным охлаждением. Чтобы находить утечки водорода быстро и эффективно применяют камеру FLIR GF 343, только в качестве индикаторного газа используется углекислый газ СO₂. На сталелитейных заводах для защиты персонала и окружающей среды от токсичных концентраций угарного газа (монооксид СО), работают камерой FLIR GF 346. Для визуализации около 10 газообразных хладагентов используют FLIR GF 304. Также существуют универсальные камеры, к примеру неохлаждаемая инфракрасная камера GF-77 способна визуализировать метан (CH₄), гексафторид серы (SF₆), аммиак (NH₃), диоксид серы (SO₂), окислы азота (N₂O) и другие. Неохлаждаемая камера не имеет модуль с охладителем Стирлинга, что делает ее более компактной и легкой в ущерб чувствительности (Рисунок 12).

Рисунок 12. Сравнение термограммы с камеры GF320 (слева) и GF77 (справа).

Взрывозащищённая камера тепловизор FLIR GFx320 прошла сертификацию для эксплуатации в зонах класса опасности II по ATEX.

Преимущества инфракрасных приборов

• Скорость определения источника утечки камерой GF320 в десятки раз быстрее чем при использовании других приборов, что позволяет сразу предпринять меры для устранения аварийной ситуации. По факту это дает значительную экономию ресурсов, в разы увеличивает безопасность на объекте, снижает объем утечек.
• Для определения источника и места дефекта персонал не входит в газовое облако, определяя объем утечки и ее место на безопасном расстоянии.
• Камера фиксирует все события в памяти. Ее данные используются в дефектных ведомостях, протоколах, актах по факту утечек и аварийных ситуаций. При необходимости можно сформировать автоматический отчет о событии.
• Модели GF320 и GF77 определяют более 400 видов углеводородов. GF320 позволяет совершать температурную калибровку для увеличения контраста фоновой и газовой температур, что позволяет визуализировать газовое облако в 99% случаев с высокой точностью.
• Дополнительно может фиксироваться перегрев оборудования.
• Есть возможность использовать как стационарные, так и переносные камеры.
• Взрывозащищенное исполнение.

Результаты испытаний оборудования ультразвукового и инфракрасного приборов

Независимо от погодных условий, характерных для различных климатических зон и времени года, проделанная с помощью тепловизоров серии GF работа на объектах одной из нефтедобывающих компаний России принесла ожидаемые результаты. Съемка проводилась при температуре воздуха до – 45°C, в дождь со снегом и в солнечную погоду. Камеры обнаружили самые незначительные утечки этана, пропилена, метана, смеси водорода с 10% содержанием метана.

Также были проведены сравнительные испытания ультразвукового и инфракрасного приборов визуализации газа на одном из крупнейших НПЗ РФ. Основное преимущество инфракрасных камер — это возможность определить направление распространения газового облака, даже в системах, где утечки минимальные, и турбулентность, необходимая для приборов ультразвукового контроля, отсутствует. Из 10 утечек метана, определенных ИК-камерой GF320, ультразвуковая NL камера локализовала 8 (Рисунок 13).

Рисунок 13. Работа с ультразвуковой и инфракрасной камерами.

Это достаточно неплохой результат если учесть, что ультразвуковые приборы стоят в 5 раз дешевле инфракрасных. С ИК-камерой можно работать в прямой видимости объекта исследования, а ультразвуковая технология хорошо зарекомендовала себя в поиске утечек по отраженным сигналам в труднодоступных местах. В следующем примере мы наглядно покажем как на нефтехимическом производстве с помощью визуально-акустического течеискателя NL-камера в несколько шагов была найдена утечка газа с расстояния до 100 метров методом отраженного сигнала. (Рисунок 14).

Рисунок 14. Работа с ультразвуковой камерой по отраженному сигналу.

Для более детального сравнения визуально-акустической камеры и инфракрасной камеры GF предлагаем ознакомиться с таблицей 1.

Таблица 1. Сравнение приборов для локализации утечек газов.

Нужно отметить, что технология инфракрасной визуализации газов значительно эффективнее существующих на данный момент методик. Комплексное использование традиционных методов, ультразвуковой диагностики и оптической инфракрасной визуализации значительно снижает вероятность аварии на оборудовании нефтегазового хозяйства.

Источник