Способ контроля герметичности теплообменника

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к способам контроля эффективности работы поверхностных кожухотрубных теплообменных аппаратов типа «труба в трубе», и может быть применено для контроля герметичности трубного пучка в установках комплексной подготовки газа (УКПГ). Для контроля герметичности теплообменника в процессе низкотемпературной сепарации газа отбирают пробы газа на входе и выходе теплообменника, измеряют температуру точки росы отобранных проб по воде и углеводородам и в случае разницы полученных значений на входе и выходе теплообменника более 2°С отбирают пробы газа для анализа содержания тяжелых углеводородов и пропан-бутановой фракции на входе и выходе теплообменника, сравнивают полученные значения и при отсутствии разницы значений на входе и выходе делают вывод о герметичности теплообменника. Температуру точки росы измеряют в каждой точке отбора проб газа не менее трех раз. Достигается проведение оперативного контроля герметичности теплообменника без остановки аппарата и без изменения технологического режима подготовки газа. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к способам контроля эффективности работы поверхностных кожухотрубных теплообменных аппаратов (теплообменников) типа «труба в трубе», и может быть применено для контроля герметичности трубного пучка в установках комплексной подготовки газа (УКПГ).

На УКПГ в рекуперативных теплообменниках происходит передача тепла между двумя несмешивающимися потоками газа, имеющими разные состав и температуру точки росы по воде (ТТР_в) и углеводородам (ТТР_ув). В частности, на УКПГ, подготавливающих углеводородную продукцию по технологии низкотемпературной сепарации с применением эффекта Джоуля-Томсона, газ проходит через рекуперативные теплообменники. При этом состав газа и температура точки росы по воде и углеводородам не изменяются.

Теплообменник «труба в трубе» включает несколько расположенных друг над другом элементов, причем каждый элемент состоит из двух труб: наружной трубы большего диаметра и концентрически расположенной внутри нее трубы меньшего диаметра. Внутренние трубы элементов соединены друг с другом последовательно, так же связаны между собой наружные трубы.

В соответствии с регламентами наружный и внутренний осмотр теплообменников проводится один раз в два года. Между периодами осмотров возникают нарушения герметичности трубного пучка за счет образования трещин и отверстий под действием коррозии и усталости металла, разрыва трубок при образовании гидратов.

Известен способ обнаружения утечек в теплообменнике, имеющем отдельные каналы, который предусматривает введение жидкости обнаружения в один из указанных каналов, пропускание жидкости в различных направлениях, и обнаружение любой жидкости, которая просочилась в другой канал [патент на изобретение RU 2344395, МПК G01M 3/22, F28D 19/00, опубликовано 20.01.2009].

Известен способ определения герметичности пучка трубчатого теплообменника путем наддува межтрубной полости индикаторным газом с последующей выдержкой и замером давления. Согласно этому способу, к торцам трубных досок приваривают технологические крышки с образованием замкнутой межтрубной полости и подключают ее через штуцер на одной из крышек к источнику индикаторного газа [авторское свидетельство СССР №1071073, МПК F28F 21/08, G01M 3/32 Опубликовано: 27.05.2006].

Недостатком этих способов контроля герметичности является высокая трудоемкость процесса, которая подразумевает остановку технологического процесса со вскрытием корпуса аппарата и, как следствие, продолжительный простой.

Задачей настоящего изобретения является сокращение потерь нестабильного конденсата и идентификация факторов, снижающих качество подготовки газа, за счет проведения оперативного контроля герметичности теплообменников. Предлагаемый способ является менее трудоемким по сравнению с существующими способами.

Указанная задача решается тем, что предложен способ контроля герметичности теплообменника в процессе низкотемпературной сепарации газа, согласно которому отбирают пробы газа на входе и выходе теплообменника, измеряют температуру точки росы отобранных проб по воде и углеводородам и в случае разницы полученных значений на входе и выходе теплообменника более 2°C отбирают пробы газа для анализа содержания тяжелых углеводородов и пропан-бутановой фракции на входе и выходе теплообменника, сравнивают полученные значения и при отсутствии разницы значений на входе и выходе делают вывод о герметичности теплообменника. Температуру точки росы измеряют в каждой точке отбора проб газа не менее трех раз.

Технический результат заключается в возможности проводить оперативный контроль герметичности теплообменника, при этом не только не останавливать аппарат, но и не менять технологический режим подготовки газа. Помимо этого, предлагаемый способ является менее трудоемким по сравнению с существующими способами.

Сущность предлагаемого способа основана на том, что в рекуперативных теплообменниках, применяемых на объектах газовой промышленности (установки подготовки, переработки газа, газового конденсата, нефти), происходит передача тепла между двумя несмешивающимися потоками газа, имеющими разный состав.

В частности, на установке низкотемпературной сепарации газа (НТС), «сырой» газ охлаждается осушенным газом. При этом осушенный газ после низкотемпературного сепаратора, проходя через рекуперативные теплообменники не должен менять свой состав. Контролировать состав газа возможно с помощью отбора точечных проб и определения их компонентно-фракционного состава. Осушенный газ необходимо отбирать на входе и выходе контролируемого теплообменника технологической нитки. В случае перетока «сырого» газа в осушенный, в последнем будет наблюдаться увеличение содержания тяжелых углеводородов (C_5+B) и пропан-бутановой фракции (С_3+B). Показателем наличия тяжелых углеводородов в газе является температура точки росы по углеводородам.

Расчеты показали, что разгерметизация трубного пространства и переток «сырого» газа в осушенный влечет за собой увеличение содержания в осушенном газе компонентов C_5+B, и повышение температуры точки росы по воде и углеводородам.

Для определения объема «сырого» газа, вызывающего изменения, влияющие на характеристики осушенного газа, в программной модели технологической нитки НТС была рассчитана зависимость температуры точки росы по воде и углеводородам от объема «сырого» газа, поступившего в осушенный. Результаты расчета приведены в таблице.

Зависимость температуры точки росы газа сепарации от перетока «сырого» газа через отверстие определенного диаметра в трубках теплообменника представлена также в Графике зависимости температуры точки росы газа сепарации от перетока «сырого» газа через отверстие определенного диаметра в трубках теплообменника. Из графика видно, что при наличии отверстия в трубках теплообменника диаметром d_отв=7 мм температура точки росы повысится на 3°C. С учетом заявленной погрешности измерения производителем анализатора температуры точки росы ±1°C данные расчета доказывают, что предложенная методика позволяет диагностировать герметичность теплообменника и определить порывы, эквивалентные диаметру отверстия 7 мм и более.

Способ апробирован на оборудовании ООО «Газпром добыча Уренгой», по результатам чего зафиксированы изменения, характерные для разгерметизации трубного и межтрубного пространства теплообменника.

Отбор проб газа осуществлялся на входе и на выходе теплообменника. Выбор пробоотборника и процесс отбора осуществлялся в соответствии с ГОСТ 31370-2008 «Газ природный руководство по отбору проб». По результатам отбора проб газа были определены показатели содержания тяжелых углеводородов (C_5+В) и пропан бутановой фракции (С_3+В) в компонентно-фракционном составе газа. Показатели определялись с помощью хроматографов методом газовой хроматографии в соответствии с ГОСТ 31371-2008 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии». Одновременно с отбором проб газа осуществлялся оперативный контроль герметичности теплообменника путем замера температуры точки росы газа по влаге и углеводородам на входе и выходе теплообменника. Измерение осуществлялось с помощью штатного анализатора точки росы конденсационного типа в соответствии с ГОСТ Р 53763-2009 «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде», ГОСТ Р 53762-2009 «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по углеводородам», ГОСТ 20060-83 «Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги».

Определялись следующие показатели:

1. Содержание тяжелых углеводородов (C_5+В) и пропан бутановой фракции (С_3+В) в газе.

2. Температура точки росы по воде и углеводородам у природного газа.

Каждый из полученных показателей на входе сравнивался с соответствующим показателем на выходе, при этом полученные показатели сравнивали по следующему принципу:

- Газ, проходя через теплообменник, не должен изменять свои физико-химические свойства.

- Температуры точки росы по воде и углеводородам должны быть неизменны.

Таким образом, анализировались показатели газа до теплообменника и после теплообменника. По изменению у газа этих показателей на выходе теплообменника с показателями на входе был сделан вывод о негерметичности теплообменника.

1. Способ контроля герметичности теплообменника, характеризующийся тем, что отбирают пробы газа на входе и выходе теплообменника, измеряют температуру точки росы отобранных проб по воде и углеводородам и в случае разницы полученных значений на входе и выходе теплообменника более 2°С отбирают пробы газа для анализа содержания тяжелых углеводородов и пропан-бутановой фракции на входе и выходе теплообменника, сравнивают полученные значения и при отсутствии разницы значений на входе и выходе делают вывод о герметичности теплообменника.

2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что температуру точки росы измеряют в каждой точке отбора проб газа не менее трех раз.