АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ УСТАНОВОК КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

Полезная модель относится к области добычи природного газа и, в частности, к повышению надежности функционирования автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) установок комплексной подготовки газа (УКПГ) газоконденсатных месторождений Крайнего Севера.
Известна автоматизированная система управления технологическими процессами  установок комплексной подготовки газа  газоконденсатных месторождений, включающая компоненты упомянутой АСУ ТП с резервом этих компонент (см., например, Майоров М.М., Дубровский В.В., Разладов Г.З. Надежность средств и систем автоматизации трубопроводного транспорта, Справочное пособие, Москва, Недра, 1992,  160 с.).
Существенным недостатком указанной АСУ ТП является то, что резервирование существенно усложняет систему, а также значительно повышает ее стоимость. Кроме этого, не существует устройств, в том числе переключающих, которые имеют практическую надежность в работе. Отсюда, нет необходимой гарантии того, что при возникновении неисправности АСУ ТП переход от неисправного устройства на исправное всегда будет проходить в штатном режиме.
Известна автоматизированная система управления технологическими процессами  установок комплексной подготовки газа  газоконденсатных месторождений, обеспеченная входящими в нее компонентами с повышенной их ремонтоспособностью (см., например, Дружинин Г.В., Надежность автоматизированных производственных систем, Москва, Энергоатомиздат, 1986, 479 с.).
0
Существенным недостатком указанной АСУ ТП является то, что она не эффективна для систем, предусматривающих распределение объектов  по территории из-за проблем  оперативной доставки запчастей и своевременного ремонта. С особой остротой эта проблема проявляется  в условиях  Крайнего Севера, где  газопромысловые объекты рассредоточены по всей территории месторождения, занимающего сотни квадратных километров и оперативная организация ремонтных работ на такой огромной территории является весьма проблематичной. В условиях зимы, когда температура окружающей среды достигает -40 С и ниже,  при наличии пурги, доставка запчастей  на место возникновения неисправности может занимать до нескольких суток. Это существенно сказывается на времени восстановления работоспособности системы в целом. Именно поэтому использование известной АСУ ТП, особенно в условиях Крайнего Севера, весьма ограничено, поскольку не обеспечивает необходимой надежности ее функционирования.
В настоящее время в действующих АСУ ТП УКПГ, при отказах узлов контроля необходимых параметров технологических процессов - датчиков, предусмотрено использование  либо последней информации, которая была записана в базу данных перед выходом из строя соответствующего датчика, либо задание значения параметра оператором  по своему усмотрению.
При этом возможна ситуация, когда отказавший датчик передает ложную информацию, отличить которую от истинной не всегда удается, усложняя задачу функционирования АСУ ТП и работы оператора.
Очевидно, что при выборе любого из этих вариантов повышения надежности функционирования АСУ ТП УКПГ в условиях Крайнего Севера значение потерянного параметра через некоторое время уже будет настолько устаревшим, что оно никак не будет соответствовать своему фактическому значению. Этот фактор в суровых природно-климатических условиях Крайнего Севера и при высоком уровне сложности технологических процессов УКПГ, напряженности режимов функционирования технологического оборудования, обусловленного большими объемами перерабатываемого сырья и повышенными требованиями к качеству товарного продукта, может привести к катастрофическим последствиям: возникают неизбежные потери качества добываемой и подготавливаемой к транспорту продукции; нарушается режим эксплуатации залежи месторождения, ведущий к потере потенциально извлекаемых объемов сырья.
Задачей, на решение которой направлена настоящая полезная модель, заключается в  устранении или минимизации последствий отказов датчиков, приводящих к потере информации и нарушению режимов работы АСУ ТП УКПГ.
Техническим результатом полезной модели является повышение надежности функционирования АСУ ТП УКПГ газоконденсатных месторождений в условиях Крайнего Севера.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что автоматизированная система управления технологическими процессами установок комплексной подготовки газа газоконденсатных месторождений Крайнего Севера включает датчики контроля параметров технологических процессов установок комплексной подготовки газа, контроллеры сбора и предварительной  обработки информации, измерительные каналы от упомянутых датчиков до входа в контроллеры сбора  и предварительной обработки информации, базу  данных для фактических показаний датчиков и расчетных показаний датчиков на основе математического моделирования, при этом упомянутая автоматизированная система управления технологическими процессами  имеет возможность  циклического контроля в течение заданного периода времени фактических показаний датчиков,  фиксирования для каждого датчика разницы  между  фактическим и расчетным значениями регистрируемого им параметра,   слежения за динамикой поведения фактических показаний каждого датчика и, в случае превышения среднего арифметического значения отклонения заданной величины допустимого отклонения, выдачи   сообщения об отказе соответствующего датчика с рекомендацией перехода на режим моделирования его показаний до восстановления  работоспособности с использованием расчетных значений показаний за вычетом  среднего арифметического значения отклонения.
Таким образом, заявленная АСУ ТП имеет возможность опроса  с определенной частотой показаний датчиков при условии отсутствия данных о неисправности измерительного канала от датчика до входа в контроллера сбор и предварительной обработки информации и занесения полученных значений в базу данных системы.
Параллельно этому, предусмотрена возможность получения расчетных показаний датчиков на основе математического моделирования. При этом, предусмотрена возможность занесения  этих расчетных показаний тоже в базу данных. В идеальном случае, когда математическая модель однозначно соответствует реальному течению процесса, фактические показания датчиков и результаты математического моделирования их работы в соответствующих циклах должны совпадать. Однако, как правило, между фактическими значениями измеряемых параметров и результатами моделирования всегда существует разница, равная , где i - номер цикла опроса (i=1, …, n), a j -номер контролируемого элемента (j=1, …, m), связанная с приближенным характером всех видов используемых моделей.
j
j
j
j
Учитывая это обстоятельство, в АСУ ТП обеспечена возможность контроля динамики поведения , по которой существует возможность суждения об исправности или отказе j-гo контролирующего датчика. Для этого в АСУ ТП обеспечен анализ динамики поведения  в течение заданного периода времени T (в каждом конкретном случае длительность периода T выбрана с учетом специфических особенностей технологического объекта). И если выяснится, что расчетные показания и показания контролирующего датчика за указанный период, либо совпадают, либо идут параллельно друг другу (с разницей ≤δ - наперед заданной величиной допустимого отклонения моделируемого значения показаний датчика от фактически измеренного им), тогда можно утверждать, что датчик исправен. В противном случае, если обнаружится, что расчетные показания динамически меняются, а показания самого датчика нет, и наблюдается превышение среднего арифметического значения отклонения  заданной величины допустимого отклонения δ, т.е. , тогда однозначно можно утверждать, что данный датчик не работоспособен.
В этом случае в АСУ ТП предусмотрена возможность выдачи   сообщения, например, оператору, об отказе j-ого датчика с рекомендацией перехода на режим моделирования его показаний.
В случае принятия решения о переходе на режим моделирования показаний датчика, при выявлении неисправности (отказ датчика), и до ее устранения необходимо получить и использовать максимально точный аналог регистрируемого им действительного значения параметра для обеспечения нормального функционирования системы. В АСУ ТП предусмотрена возможность выдачи соответствующей команды на моделирование - расчет параметра отказавшего датчика по другим известным регистрируемым параметрам за вычетом из  него среднего  арифметического значения отклонения , которое было зафиксировано на момент возникновения неисправности.
Заявляемая полезная модель реализована на нефтегазоконденсатных месторождениях Ямбурга. Сущность полезной модели может быть пояснена  на примере  контроля давления в конце газосборного шлейфа.
фак.ш
рас.ш
рас.гсш
При нормальной работе АСУ ТП в каждом цикле опроса предусмотрена возможность измерения фактического значения давления в конце газосборного шлейфа - р с одновременным определением его расчетного значения р. Для математической модели использована формула  (см. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.), которая позволяет определить расчетное давление газа в указанной точке, т.е. на входе УКПГ p
,
нач.ш
где p - давление газа в начале шлейфа, МПа;
ш
Q - расход газа по шлейфу в нормальных условиях, млн.м^сутки;
λ - коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа;
Δ - относительная плотность газа;
ср.ш
t - средняя температура газа в шлейфе, К;
z - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;
l - длина шлейфа, в км;
- внутренний диаметр шлейфа, в мм.
ср.ш
t определена из следующей формулы (см. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р.А.Алиев и др. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Недра, 1988. - 368 с.: ил):
,
нач.ш
где t - температура газа в начале шлейфа;
0
t - температура окружающей среды;
l - длина газопровода;
T
K - коэффициент теплопередачи в окружающую среду;
D - диаметр шлейфа, в мм;
ρ - плотность газа;
щ
Q -расход газа по шлейфу в нормальных условиях;
р
c - теплоемкость газа при постоянном давлении.
нач.ш
ш
Значения параметров р, Q и других кустовых параметров измерены средствами телемеханики.
рас.ш
фак.ш
При каждом цикле опроса результаты расчетного и фактического значения давления АСУ ТП занесены в базу данных. При этом, в АСУ ТП предусмотрена возможность определения разницы между упомянутыми значениями по формуле ε=р-р и вычисления среднго отклонения  за определенный период Т, соответствующий, например, последним пяти опросам показаний датчика.
При выявлении неисправности датчика давления, т.е. , где δ заданная величина допустимого отклонения модели от фактических показаний датчика, в АСУ ТП предусмотрена выдача команды на переход к моделированию показаний датчика давления. В АСУ ТП предусмотрена возможность моделирования показаний вышедшего из строя датчика по соотношению .
i
Опыт эксплуатации АСУ ТП УКПГ газоконденсатных месторождений Крайнего Севера показал, как правило, значение ε - за достаточно долгий период времени является практически постоянной величиной с незначительными изменениями в небольших пределахю. Поэтому значение , как правило, мало отличается от значений ε.
Применение данной полезной модели позволяет восстановить показания датчиков во время отказов в системе с достаточно высокой точностью. Благодаря этому значительно увеличивается эффективность использования АСУ ТП и повышается надежности ее функционирования.
Заявленное решение отработано и реализовано на газовых промыслах ООО «Газпром добыча Ямбург».