Автоматизированная система контроля разрешенного рабочего давления в магистральном газопроводе

Авторы патента:

Хабаров Андрей Александрович (RU)

F17D5/00 - Защитные устройства или устройства для наблюдения за оборудованием (защитные устройства фундаментов E02D 31/00; защита труб от износа или внутренних или внешних повреждений F16L 57/00; от коррозии или образования нежелательных отложений F16L 58/00; испытание устройств на герметичность G01M 3/00)

Владельцы патента RU 2755406:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Ухта" (RU)

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). Автоматизированная система контроля разрешенного рабочего давления в режиме реального времени (далее АС КРРД) состоит 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 определения 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. 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. 5 ил.

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

Р_пол - полученное значение давления;

t - время получения Р_пол;

Р_стар - старое значение давления (предыдущее);

t_стар - время получения Р_стар;

ΔР_макс - максимально допустимое изменение (настраивается вручную в зависимости от диаметра трубопровода);

Δt_макс - ограничивает временной горизонт контроля (настраивается вручную в зависимости от диаметра трубопровода).

Для исключения ложных срабатываний системы при каждом изменении давления значение параметров ΔР_макс и Δt_макс выставляется с определенными требованиями:

- при проектном разрешенном давлении системы 55 кгс/см²Р_устРРД * 0,045<ΔР_макс/Δt_макс (т.е. при каждом изменении значения датчика давления данное изменение должно превышать 4,5% от установленного РРД (Р_устРРД));

- при проектном разрешенном давлении системы 75 кгс/см²Р_устРРД * 0,03<ΔP_макс/Δt_макс (т.е. при каждом изменении значения датчика давления изменение должно превышать 3% от установленного РРД (Р_устРРД));

- при проектном разрешенном давлении системы 100 кгс/см²Р_устРРД * 0,02<ΔР_макс/Δt_макс (т.е. при каждом изменении значения датчика давления изменение должно превышать 2% от установленного РРД (Р_усгРРД)).

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.

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/см².

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».

Автоматизированная система контроля разрешенного рабочего давления в магистральном газопроводе, состоящая 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 определенияя 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.

Описаны устройства, системы и способы обнаружения и предоставления предупреждения касательно наличия жидкостного загрязнения в линии пневматической сети и/или пневматическом приборе. Устройство для обнаружения жидкости, обнаруживающее жидкостное загрязнение в пневматической сети и предоставляющее его индикацию, содержит: корпус; электронный датчик содержания влаги, расположенный в указанном корпусе и выполненный с возможностью соединения с пневматической сетью и обнаружения наличия жидкости в указанной пневматической сети; и устройство беспроводной передачи данных, расположенное в указанном корпусе и выполненное с возможностью передачи данных от электронного датчика содержания влаги в узел передачи данных компьютерной сети предприятия.

Способ локализации несанкционированной потери рабочей среды в трубопроводе на основе амплитудно-временного анализа и корреляции виброакустических сигналов // 2754244

Изобретение относится к измерительной технике и может быть применено в устройстве обнаружения мест утечек рабочей среды нагруженных трубопроводов, находящихся в грунте. Особенностью данного способа локализации несанкционированной потери рабочей среды в трубопроводе на основе амплитудно-временного анализа и корреляции виброакустических сигналов является то, что дополнительно размещается третий чувствительный элемент.

Способ выявления растущих дефектов магистральных трубопроводов // 2753108

Изобретение относится к области внутритрубной диагностики трубопроводов. Способ выявления растущих дефектов магистральных трубопроводов включает определение критерия выявления растущих дефектов, осуществление внутритрубной диагностики магистрального трубопровода путем пропуска внутритрубных инспекционных приборов (ВИП), определение на основании полученной информации величины параметра сигнала от дефекта, соответствующего выбранному для определения критерия выявления растущих дефектов; сопоставление величины параметра сигнала от дефекта с величиной соответствующего параметра сигнала от дефекта предыдущего пропуска ВИП; выявление разницы этих величин; проведение сравнения полученной разницы и критерия выявления растущих дефектов.

Система автоматизированного управления и автоматической защиты магистрального трубопровода // 2750479

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на трубопроводах в качестве централизованной системы автоматических защит от превышения давления, обеспечивающей безаварийность технологического процесса транспортировки нефти или нефтепродуктов. Система включает сервер автоматического управления магистрального трубопровода, соединенный посредством объединенной сети с сервером системы диспетчерского контроля и управления, при этом сервер автоматического управления магистрального трубопровода включает в себя модуль хранения набора заранее выбранных режимов работы трубопровода, модуль хранения набора заранее рассчитанных переходов между режимами работы трубопровода, модуль контроля технологического процесса перекачки нефти, модуль автоматического определения готовности технологического оборудования к переходу между режимами, модуль автоматического формирования команд переключения между режимами из модуля хранения набора заранее выбранных режимов работы трубопровода либо из модуля хранения набора заранее рассчитанных переходов между режимами работы трубопровода, модуль автоматического формирования команд аварийной остановки нефтеперекачивающих станций.

Способ определения пространственного положения трубопровода // 2747385

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для определения пространственного положения оси трубопровода вне зависимости от особенностей его прокладки. Способ заключается в том, что на трубопровод с определяемым шагом в проекции на ось трубопровода устанавливаются метки, содержащие датчики пространственной ориентации, определяющие углы поворота в ортогональной системе координат, азимут и высотное положение.

Способ определения координат планово-высотного положения оси подземного трубопровода // 2743605

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может использоваться для определения координат планово-высотного положения оси трубопровода подземного исполнения, имеющего большие глубины заложения, на участках его переходов через глубоководные водные преграды, а также для контроля пространственного положения оси трубопровода при его прокладке методом наклонно-направленного бурения.

Способ обнаружения дефектов трубопровода и врезок в трубопровод и устройство для его осуществления // 2742631

Группа изобретений относится к области трубопроводного транспорта и может быть использована для обнаружения местоположения дефектов магистральных и иных трубопроводов, а также врезок в трубопровод. Особенность изобретения заключается в том, что трехкомпонентной магнитометрической антенной непрерывно измеряют три ортогональные проекции градиента постоянного магнитного поля с последующим вычислением среднеквадратического значения, соответствующего скаляру объемного градиента магнитной индукции над обследуемым трубопроводом и вдоль него.

Способ калибровки системы контроля напряженно-деформированного состояния заглубленного трубопровода // 2741185

Изобретение относится к способам мониторинга состояния заглубленных трубопроводов. Для учета начальных напряжений, возникающих при сборке трубопровода путем сварки из отдельных труб из-за неровностей поверхности земли и приводящих к изгибным деформациям и соответствующим напряжениям в теле трубопровода, выполняют измерения реального положения трубопровода в пространстве и вычисляют начальные изгибные деформации, что позволяет при калибровке исключить систематическую ошибку.

Способ обнаружения несанкционированных врезок в подземный трубопровод // 2741177

Способ относится к области трубопроводного транспорта и может быть использовано для обнаружения местоположения на местности с точностью, применяемой GPS, несанкционированных врезок в трубопровод. Способ включает установку на конце обследуемого участка трубопровода акустического преобразователя, возбуждение акустических колебаний в теле трубы и жидкости внутри трубопровода и отвода врезки, при этом синхронизируют с помощью GPS фазы колебаний преобразователя и приемника акустических колебаний, перемещают приемник акустических колебаний направленного действия вдоль трубопровода, регистрируют в грунте амплитуду, направление и фазу акустических колебаний и определяют в диаграмме направленности акустических колебаний в грунте месторасположение отвода несанкционированной врезки на местности по появлению диаграммы направленности акустических колебаний, вызванных акустическими колебаниями жидкой среды, расположенной в отводе врезки, имеющих отличные направление и фазу по отношению к диаграмме направленности акустических колебаний, вызванных акустическими колебаниями тела трубы и жидкой среды трубопровода.

Способ определения фактических напряжений изгиба трубопровода // 2739869

Изобретение относится к области мониторинга трубопроводных систем, эксплуатируемых в сложных климатических условиях, в частности к способам оценки технического состояния трубопроводов надземной и подземной прокладки при проведении обследований, ремонте трубопровода, а также для оценки эффективности компенсирующих мероприятий и ремонта на участке с ненормативным напряженно-деформированным состоянием.

Способ автоматического поддержания температурного режима установки низкотемпературной сепарации газа путем адиабатического расширения, аппаратами воздушного охлаждения и/или их комбинацией // 2756965

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ включает предварительную очистку добытой газожидкостной смеси от механических примесей, отделение из нее части смеси нестабильного газового конденсата (НГК) и водного раствора ингибитора (ВРИ) в сепараторе первой ступени редуцирования, которые по мере их накопления в нижней части этого сепаратора отводят в разделитель жидкостей (РЖ). Частично очищенную добытую смесь с этого сепаратора подают в аппарат воздушного охлаждения (АВО), управляемого отдельной системой автоматического управления (САУ) АВО, где ее охлаждают за счет теплообмена с окружающей средой. На выходе с АВО газожидкостную смесь разделяют на два потока, которые дополнительно охлаждают в первых секциях рекуперативных теплообменников (ТО) «газ-газ» и ТО «газ-конденсат». При этом разделение на потоки осуществляет клапан-регулятор (КР) расхода газожидкостной смеси, установленный на входе ТО «газ-конденсат». Потоки газожидкостной смеси, после выхода их из первых секций ТО, объединяют и через КР, выполняющий роль управляемого редуктора, подают в низкотемпературный сепаратор газа, оснащенный датчиком температуры. В этом сепараторе она окончательно разделяется на осушенный холодный газ и смесь ВРИ с НГК, которую направляют на вход второй секции ТО «газ-конденсат» и далее в РЖ, из которого НТК направляют в магистральный конденсатопровод (МКП), ВРИ на регенерацию, а поток выделенного газа - газ выветривания - из РЖ транспортируют для утилизации или компримируют и подают в магистральный газопровод (МГЦ). Выходящий из низкотемпературного сепаратора холодный осушенный газ разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции ТО «газ-газ», а второй - на байпас этой секции, оснащенный КР расхода газа через него. Этот КР обеспечивает автоматическое поддержание температуры в низкотемпературном сепараторе, осушенного газа на входе в МГП и НГК на входе в МКП, работая в паре с КР, установленным на входе ТО «газ-конденсат». Работой этих КР управляют ПИД-регуляторы, реализованные на базе АСУ ТП установки. Для управления режимом работы САУ АВО используют отдельный, третий, ПИД-регулятор, также реализованный на базе АСУ ТП. На вход заданий SP всех трех ПИД-регуляторов АСУ ТП подает единое значение сигнала уставки температуры Т в низкотемпературном сепараторе газа, которую необходимо поддерживать при текущих условиях работы установки. Одновременно на вход обратной связи PV этих же ПИД-регуляторов АСУ ТП подает сигнал значения фактической температуры - Т с датчика температуры в низкотемпературном сепараторе. Также АСУ ТП задает порядок включения и отключения этих ПИД-регуляторов путем подачи на их вход Start/Stop сигнала в виде логической «единицы» и логического «нуля». Заявляемый способ позволяет максимально использовать производимый на установке холод для автоматического поддержания температурного режима в низкотемпературном сепараторе и оптимизировать энергопотребление АВО установки с соблюдением технологических норм и ограничений, предусмотренных ее технологическим регламентом. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.