天然氣管道積液紅外成像檢測(cè)方法

摘 要

摘 要 傳統(tǒng)天然氣管道積液量的測(cè)量方法存在積液檢測(cè)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(cè)量法：利用管道內(nèi)部氣液兩相之間熱容差別大及
    摘 要 傳統(tǒng)天然氣管道積液量的測(cè)量方法存在積液檢測(cè)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(cè)量法：利用管道內(nèi)部氣液兩相之間熱容差別大及對(duì)流換熱的性質(zhì)，對(duì)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(cè)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(duì)高壓天然氣管道積液進(jìn)行實(shí)時(shí)高精度檢測(cè)。實(shí)驗(yàn)室和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果均表明，該方法測(cè)量誤差小于l0%，能夠滿足天然氣管道積液現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)的要求。
 
    關(guān)鍵詞 天然氣管道 積液檢測(cè) 圖像處理 紅外成像 積液數(shù)學(xué)模型
 
    積液的存在會(huì)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(hào)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(cè)具有十分重要的意義。
    目前，已有多種方法用于檢測(cè)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(shí)驗(yàn)室測(cè)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(duì)已建集輸管道積液量進(jìn)行檢測(cè)；熒光法需要管壁透明，無法應(yīng)用到生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)；層析成像法和接觸探針法都屬于介入式測(cè)量。管道積液量測(cè)量方法中的直接法需要改動(dòng)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(cè)精度低，無法實(shí)現(xiàn)積液量的實(shí)時(shí)檢測(cè)[8]。為此，利用管道內(nèi)部氣液兩相之問熱容差別大及對(duì)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(cè)方法。該方法具有不用改動(dòng)管道結(jié)構(gòu)、檢測(cè)精度高、攜帶方便等優(yōu)點(diǎn)。
1 紅外成像測(cè)量積液原理
1．1持液率測(cè)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(dòng)，氣相在管道上方流動(dòng)，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(shí)驗(yàn)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(diǎn)為單位表征的氣液界面線距管道底部的距離以及管徑長(zhǎng)度；R為比例尺，反映了實(shí)際距離與圖像上以像素點(diǎn)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(jì)算[9]：
 

 
1．2紅外成像測(cè)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(shí)，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(huì)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(cè)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(chǎng)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(gè)合適的溫度梯度變化。當(dāng)輸氣管道內(nèi)部有液體沉積時(shí)，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(huì)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(huì)形成一個(gè)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(huì)形成另一個(gè)溫度梯度，這樣管道外壁上就會(huì)形成一個(gè)溫度梯度變化，其與管道中實(shí)際的積液高度有一個(gè)對(duì)應(yīng)的關(guān)系。
    利用電加熱膜均勻加熱管道外壁時(shí)，如果氣液兩相的運(yùn)動(dòng)狀態(tài)不同，其熱量傳導(dǎo)過程也會(huì)不同，因此，積液高度與溫度分布的對(duì)應(yīng)關(guān)系也不同。實(shí)驗(yàn)中，分別在不同氣體／液體流速、加熱溫度、加熱時(shí)間、液體含量、外界溫度等各種條件下進(jìn)行測(cè)試，最終得到這些參數(shù)與積液高度對(duì)應(yīng)的數(shù)學(xué)模型。
2積液檢測(cè)系統(tǒng)
2．1積液檢測(cè)裝置結(jié)構(gòu)圖

 
 
    設(shè)計(jì)的非介入式輸氣管道積液檢測(cè)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(cè)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(shí)時(shí)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(yùn)行積液檢測(cè)軟件，采用積液檢測(cè)算法實(shí)時(shí)檢測(cè)管道內(nèi)部的積液含量。
2．2檢測(cè)流程
    紅外熱像儀對(duì)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(cè)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(shí)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(jì)算機(jī)主機(jī)上運(yùn)行積液檢測(cè)軟件，應(yīng)用智能積液檢測(cè)算法確定輸氣管道內(nèi)部的積液量，最后生成報(bào)表。
3智能檢測(cè)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(shí)別算法對(duì)圖像進(jìn)行識(shí)別，計(jì)算出液體的含量。
4相關(guān)實(shí)驗(yàn)
4．1 實(shí)驗(yàn)條件
     

 
    實(shí)驗(yàn)室的實(shí)驗(yàn)環(huán)道如圖3所示，實(shí)驗(yàn)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(yáng)程為62 m。氣體計(jì)量采用Y040一EALSS4 0D渦旋流量計(jì)。液體流量計(jì)量采用Emer—son CMF型質(zhì)量流量計(jì)。實(shí)驗(yàn)環(huán)道口徑為40 mm，測(cè)試段外徑為200 mm，壁厚為l5 mm。
    實(shí)驗(yàn)流程如下：空氣由變頻壓縮機(jī)提供，通過氣體流量計(jì)后在氣液混合器內(nèi)與水混合，之后進(jìn)入實(shí)驗(yàn)環(huán)道；水由水泵增壓，通過流量計(jì)后與空氣在氣液混合器內(nèi)混合并進(jìn)入實(shí)驗(yàn)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(shí)際積液高度與測(cè)得積液高度的對(duì)比圖
實(shí)驗(yàn)中，針對(duì)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(shí)間加熱4種加熱方法進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，對(duì)比選取一種合適的加熱方法。經(jīng)過大量的實(shí)驗(yàn)，最終確定選擇全管短時(shí)間加熱作為設(shè)計(jì)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(shí)，通過實(shí)驗(yàn)檢測(cè)得到的積液高度和實(shí)際積液高度的對(duì)比情況如圖4所示。
    從圖4可以看出，檢測(cè)得到的積液高度的變化趨勢(shì)同實(shí)際積液高度的變化趨勢(shì)大致相同，呈上升趨勢(shì)，是遞增函數(shù)，基本上是一一映射的關(guān)系。
4．2實(shí)際測(cè)量結(jié)果
    根據(jù)大量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)得到相關(guān)實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ?，?duì)“西氣東輸”天然氣管道積液進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)測(cè)量，測(cè)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(jiǎn)稱普光氣田)的協(xié)助下，根據(jù)測(cè)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(cè)試位置(圖5)。
    實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)需要根據(jù)輸氣管道外壁表面的溫度圖像計(jì)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(duì)測(cè)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(cè)試位置示意圖
 
    現(xiàn)場(chǎng)管道積液檢測(cè)結(jié)果如表l所示。

    現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果表明，斜拉橋處和桁架處2個(gè)位置的積液都比較多，實(shí)驗(yàn)結(jié)果跟現(xiàn)場(chǎng)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(cè)量結(jié)果與實(shí)際結(jié)果基本吻合。誤差可以控制在10%以內(nèi)，檢測(cè)結(jié)果和檢測(cè)精度達(dá)到了預(yù)期的目標(biāo)。 
 
5 結(jié)論
    在經(jīng)過大量實(shí)驗(yàn)室實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)了一種非介入式紅外成像天然氣管道積液含量的檢測(cè)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(jì)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(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，實(shí)驗(yàn)室中很難完成全部參數(shù)、不同工況的實(shí)驗(yàn)，目前為止只進(jìn)行了液體靜止、氣體流速變化時(shí)的管道積液實(shí)驗(yàn)。因此，得到的積液量計(jì)算數(shù)學(xué)模型不夠準(zhǔn)確，使得積液測(cè)量結(jié)果的誤差較大。后續(xù)還要針對(duì)流動(dòng)液體的條件進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，建立更加完善的積液量計(jì)算數(shù)學(xué)模型，減小測(cè)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(duì)流動(dòng)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(zhǎng)俊，楊靜．濕天然氣管路持液率計(jì)算方法研究[J]．新疆石油學(xué)院學(xué)報(bào)，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(zhǎng)距離天然氣管道干空氣干燥技術(shù)及應(yīng)用[J]．油氣儲(chǔ)運(yùn)，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(cè)量[J]．石油化工高等學(xué)校學(xué)報(bào)，2009，22(2)：70—72．
[8]梁法春，曹學(xué)文，魏江東，等．積液量預(yù)測(cè)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(cè)量[J]．石油天然氣學(xué)報(bào)：江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)，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