АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ РАЗРЕШЕННОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ В МАГИСТРАЛЬНОМ ГАЗОПРОВОДЕ
AUTOMATED SYSTEM FOR MONITORING PERMITTED OPERATING PRESSURE IN MAIN GAS PIPELINE

Изобретение относится к области автоматизированных систем управления технологическими процессами транспорта газа и используется для диагностики и контроля разрешенного рабочего давления (далее - РРД), установленного по результатам внутритрубной диагностики, на линейных участках между крановыми площадками магистрального газопровода (далее - МГ).
На данный момент в существующих системах диспетчерского контроля и управления (далее - СДКУ) защита участков газопровода от превышения РРД реализована с помощью срабатывания заранее заданных значений дискретных уставок по параметрам датчиков давления. В результате одной из основных задач сменного персонала диспетчерской службы является постоянный контроль параметров давления газа на данных участках с целью недопущения превышения РРД и последующего возможного разрушения участка МГ.
Основным недостатком данного решения является невозможность оперативного реагирования сменного персонала при нештатной ситуации, связанной с превышением РРД, обусловленная наличием большого количества одновременно контролируемых объектов МГ, а также, в зависимости от режимов транспорта газа, нештатные ситуации могут вызвать устойчивую динамику роста давления и превышение РРД в короткий промежуток времени.
Задача изобретения - обеспечение защиты участков магистрального газопровода от возможного разрушения, вызванного превышением РРД, и, как следствие, обеспечение надежности газотранспортной системы.
Технический результат - реализация автоматической диагностики и контроля РРД на участках МГ и обеспечение возможности своевременного снижения давления или локализации участка при выявлении устойчивой динамики роста давления газа, при которой возможно превышение РРД.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается путем разработки и использования автоматизированной системы контроля разрешенного рабочего давления в режиме реального времени (далее АС КРРД), состоящей из программно-технического комплекса, в состав которого входит серверное оборудование, автоматизированное рабочее место сменного персонала, система отображения коллективного пользования, программного модуля обеспечения автоматической защиты участков многониточного магистрального газопровода от превышения разрешенного рабочего давления, в состав которого входит блок определения участка с установленным разрешенным рабочим давлением, блок проверки достоверности показаний датчиков давления, блок анализа состояний параметров давления, положения запорной арматуры и определение устойчивой динамики роста давления, блок помощи принятия диспетчерских решений при локализации участка или возможного снижения давления, база данных технических параметров участков газопровода между крановыми площадками, базы данных реального времени для сбора и хранения информации с уровня систем линейной телемеханики.
Данная система является комплексным расширением функциональных возможностей СДКУ реального времени транспортом газа и применяется на базе SCADA PSI Control (AG).
Состав АС КРРД представлен на фиг. 1.
АС КРРД состоит из программно-технического комплекса (далее - ПТК) 1, программного модуля обеспечения автоматической защиты участков многониточного магистрального газопровода от превышения РРД в режиме реального времени 2, базы данных реального времени СДКУ (далее - БД РВ) 3.
Комплекс ПТК 1 состоит из серверного оборудования 4 (сервер системы, сервер управления базой данных, сервер визуализации, коммуникационный сервер, необходимый для связи с объектами по протоколам ОРС или ModBus TCP/IP), автоматизированного рабочего места (далее - АРМ) диспетчера 5, система отображения коллективного пользования (далее - СОКП) 6.
В состав программного модуля 2 входит: блок определения участка с установленным РРД 7, блок проверки достоверности показаний датчиков давления на участках МГ 8, блок анализа состояний параметров давления, положения запорной арматуры и определения устойчивой динамики роста на участках с РРД и смежных с ними участках и нитках газопровода 9, блок помощи принятия диспетчерских решений при локализации участка или возможного снижения давления 10, база данных технических параметров участков газопровода между крановыми площадками 11.
Разработка программного модуля 2 на базе систем СДКУ может выполняться с помощью прикладных пакетов программирования, а также, для разгрузки математического аппарата системы, разработка может выполняться на базе программного интерфейса для приложений - API (Application Programming Interface)
Принцип работы программного модуля системы 2, схематично показан на фиг. 2.
Сменный персонал диспетчерской службы при получении заключения о состоянии тела трубы участка газопровода, после проведения внутритрубной диагностики, заносит информацию в базу данных технических параметров участков газопровода между крановыми площадками 11. Информация вносится с помощью диалогового окна. Основными данными являются: точка начала участка (км) и точка конца участка (км), значение РРД на участке МГ, процент повреждения газопровода.
Данные из блока 11 автоматически дублируются в блок 7 и далее, путем сравнительного анализа с текущим давлением и проектным, автоматически идентифицируется участок с установленным РРД. Данный участок и параметры его технического состояния визуализируются на мнемосхеме МГ на АРМ и СОКП для реализации дополнительного контроля сменным персоналом.
С помощью блока 8, в режиме реального времени, автоматически ведется мониторинг и диагностика датчиков давления на участках с РРД, а также на смежных участках и нитках газопровода, для проверки достоверности показаний.
При выявлении недостоверного показания датчика давления или положения крана за контролируемый объект берется следующий датчик или кран по ходу или против потока газа, предварительно запомнив последнее достоверное значение неисправных объектов.
С помощью блока 9 выполняется анализ состояний параметров давления, положения запорной арматуры и определение устойчивой динамики роста на участке с РРД и смежных с ним участках и нитках газопровода, опрашивая БД РВ 3, в которую постоянно записываются текущие состояния всех объектов нижнего уровня.
На фиг. 5 показан многониточный МГ, с линейным участком 12, на котором установлено РРД меньше проектного. Все расчеты выполняются относительно данного участка.
В блоке 9 реализована проверка на выполнение ряда условий, описанных далее, при которых возможно превышение установленного РРД на участке газопровода:
а) Самопроизвольное закрытие линейного крана в конце контролируемого участка (по ходу потока газа).
На фиг. 3 показан алгоритм определения возможного превышения давления при данной нештатной ситуации.
Если линейные краны 17, 18, открыты и все технологические перемычки между смежными нитками газопровода закрыты, при самопроизвольном закрытии крана 18 (в конце участка), аварийная сигнализации возможного превышения давления на контролируемом участке срабатывает одновременно с закрытием крана 18, так как на данном участке возможен рост давления с высокой скоростью.
б) Определение устойчивой динамики роста давления.
При таких нештатных ситуациях, как самопроизвольное открытие регулятора давления перед участком, с установленным РРД или увеличение выходного давления на выходе предыдущей КС и уменьшение отбора газа текущей КС, есть запас по времени для определения устойчивой динамики роста давления, так как расстояние между крановыми площадками составляет не менее 20 км [1].
Условия срабатывания флага устойчивой динамики роста давления проверяются при изменении значения на датчике давления и определяются как:
Количество срабатываний (выполнение условий 1, 2, 3) в минуту не менее двух,
где
пол
Р - полученное значение давления;
пол
t - время получения Р;
стар
Р - старое значение давления (предыдущее);
стар
стар
t - время получения Р;
макс
ΔР - максимально допустимое изменение (настраивается вручную в зависимости от диаметра трубопровода);
макс
Δt - ограничивает временной горизонт контроля (настраивается вручную в зависимости от диаметра трубопровода).
макс
макс
Для исключения ложных срабатываний системы при каждом изменении давления значение параметров ΔР и Δt выставляется с определенными требованиями:
2
устРРД
макс
макс
устРРД
- при проектном разрешенном давлении системы 55 кгс/смР * 0,045<ΔР/Δt (т.е. при каждом изменении значения датчика давления данное изменение должно превышать 4,5% от установленного РРД (Р));
2
устРРД
макс
макс
устРРД
- при проектном разрешенном давлении системы 75 кгс/смР * 0,03<ΔP/Δt (т.е. при каждом изменении значения датчика давления изменение должно превышать 3% от установленного РРД (Р));
2
устРРД
макс
макс
усгРРД
- при проектном разрешенном давлении системы 100 кгс/смР * 0,02<ΔР/Δt (т.е. при каждом изменении значения датчика давления изменение должно превышать 2% от установленного РРД (Р)).
Алгоритм определения наличия устойчивого роста давления приведен на фиг. 4.
В режиме реального времени ведется мониторинг определенных датчиков давления в зависимости от положения запорной арматуры, для определения срабатывания флага устойчивого роста давления на всей нитке или участке газопровода.
Если кран 17 (в начале участка) закрыт, то выполняется определение положения крана 18 (в конце участка) и выполнение ряда условий:
- при закрытом кране 18 проверяется положение кранов перемычек 24, 25. Если 24 и 25 закрыты, ведется мониторинг датчиков давления 28, 29, при открытых кранах 24 или 25 проверяются датчики давления 38, 39;
- при открытом кране 18 выполняется проверка датчиков давления 28, 29, 31, 33 и, в зависимости от положения кранов 24, 25, 27, дополнительно проверяются датчики давления 38, 39, 41.
Если кран 17 открыт, то также выполняется определение положения крана 18 и выполнение ряда условий:
- при закрытом кране 18 проверяется положение крана 19. Если кран 19 закрыт, то при открытых кранах 24 или 25 или 26 проверяются датчики давления 28, 29, 30, 32, 38, 39, 40 и при закрытых кранах 24, 25, 26 проверяются датчики давления 28, 29, 30, 32. Если кран 19 открыт, то при открытых кранах 24 или 25 или 26 проверяются датчики давления 28, 29, 30, 32, 34, 36, 38, 39, 40 и при закрытых кранах 24, 25, 26 проверяются датчики давления 28, 29, 30, 32 34, 36;
- при открытом кране 18 также проверяется положение крана 19. Если кран 19 закрыт, то при открытых кранах 24 или 25 или 26 проверяются датчики давления 28-32, 38-41 и при закрытых кранах 24, 25, 26 проверяются датчики давления 28- 32. Если кран 19 открыт, то при открытых кранах 24 или 25 или 26 проверяются датчики давления 28-41 и при закрытых кранах 24, 25, 26 проверяются датчики давления 28-37.
При срабатывании флага устойчивого роста давления на двух или более контролируемых датчиках, в зависимости от условий приведенных выше, активируется аварийная сигнализация.
При срабатывании аварийной сигнализации возможного превышения давления на контролируемом участке на мониторе АРМ диспетчера 5 и СОКП 6, на технологической схеме газопровода, данный участок окрашивается в мигающий красный цвет с выдачей звуковой сигнализации и записью сообщения в журнал событий.
В зависимости от сложности и состояния технологической части участка МГ в программный модуль 10 интегрируется алгоритм возможной перестановки запорной арматуры, для локализации участка и визуализации данной рекомендации на мониторе АРМ, при срабатывании аварийной сигнализации опасности превышения РРД на участке. Все данные алгоритмы должны вноситься в модуль 10, руководствуясь рекомендациями персонала диспетчерской службы и службы эксплуатации МГ.
Основными условиями для локализации участка являются наличие технологических перемычек с другими нитками газопровода до и после контролируемого участка.
Алгоритм локализации данного участка заключается в его «обходе» без остановки транспорта газа по текущей нитке газопровода.
2
При открытых кранах 17 или 18 необходимо их поочередное закрытие, после определения наличия открытых технологических перемычек до и после участка. Данные перемычки определяются путем перебора значений из БД РВ 3. При отсутствии открытых технологических перемычек между смежными нитками газопровода необходимо открыть ближайшие к контролируемому участку перемычки с выполнением условия, что перепад давления на данных нитках газопровода менее 2 кгс/см.
Эффект изобретения проявляется в том, что использование данной системы позволяет сменному персоналу диспетчерской службы своевременно идентифицировать опасность превышения РРД, установленного меньше проектного, на участках газопровода, произвести их локализацию или принять меры по снижению давления для обеспечения бесперебойного транспорта газа.
Основными эффективными показателями изобретения являются:
- повышение надежности и энергоэффективности транспорта газа на объектах дочерних обществ и филиалов ПАО «Газпром»;
- повышение безопасности технологических процессов транспорта газа.
Список источников
1. СНИП 2.05.06.85* «Магистральные трубопроводы».