RU2241900C2 - System for automatic control of gas pipeline - Google Patents
System for automatic control of gas pipelineInfo
- Publication number
- RU2241900C2 RU2241900C2 RU2003103457/06A RU2003103457A RU2241900C2 RU 2241900 C2 RU2241900 C2 RU 2241900C2 RU 2003103457/06 A RU2003103457/06 A RU 2003103457/06A RU 2003103457 A RU2003103457 A RU 2003103457A RU 2241900 C2 RU2241900 C2 RU 2241900C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- control
- gas pipeline
- flow
- pipeline
- gas
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к системам управления газопроводами, транспортирующими газовые потоки с содержащимся или образующимся при транспортировке конденсатом, например нефтяной газ, продукцию газоконденсатных месторождений и т.п., и может быть использовано в нефтяной, газовой, нефтехимической, химической и других отраслях промышленности.The invention relates to control systems for gas pipelines transporting gas streams with condensate contained or generated during transportation, for example, petroleum gas, production of gas condensate fields, etc., and can be used in the oil, gas, petrochemical, chemical and other industries.
При транспортировке газового потока с содержащимся или образующимся по длине газопровода конденсатом зачастую происходит образование по длине газопровода, особенно в пониженных участках, застойных зон из выпадающего конденсата. Это происходит при изменении режима эксплуатации, например при изменении подаваемого объема, что характерно для промысловых газопроводов. Выпадение в газопроводе конденсата влечет различные проблемы: образование жидкостных пробок, поведение которых трудно предсказать, риск внезапных залповых выбросов жидкости и как следствие возникновение аварийных ситуаций, приводящих к порче оборудования, прерывание нормального режима работы газопровода для продувок или пропускания очистительных снарядов, создание системы конденсатоотводчиков и т.д. Существующие системы управления газопроводами не позволяют решить проблему предотвращения образования застойных зон в газопроводе, т.к. не предусматривают регулирование начального давления газопровода, обуславливающего скорость и соответственно режим течения потока по длине газопровода, при которых возможен транспорт газового потока без образования застойных зон.When a gas stream is transported with condensate contained or formed along the length of the gas pipeline, often along the gas pipeline, especially in lowered areas, stagnant zones from precipitated condensate are formed. This occurs when the operating mode changes, for example, when the supplied volume changes, which is characteristic of field gas pipelines. Loss of condensate in the gas pipeline entails various problems: the formation of liquid plugs, the behavior of which is difficult to predict, the risk of sudden salvo bursts of liquid and, as a result, the occurrence of emergency situations leading to equipment damage, interruption of the normal operation of the gas pipeline for purging or passing through cleaning shells, the creation of a steam trap system and etc. Existing gas pipeline management systems do not solve the problem of preventing the formation of stagnant zones in the gas pipeline, because they do not provide for the regulation of the initial pressure of the gas pipeline, which determines the speed and, accordingly, the flow pattern along the length of the gas pipeline, at which gas flow can be transported without the formation of stagnant zones.
Известна система управления газопроводом (А.А. Апостолов и др. Автоматизация диспетчерского управления газотранспортным предприятием. ОИ “Газовая промышленность”, серия “Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности”. М.: ООО “ИРЦ Газпром”, 1999 г., с.4-36), включающая контрольно-измерительные приборы для измерения и обработки параметров транспортируемого по газопроводу потока, связанные с компьютерным центром сбора и обработки данных, который через программно-технические средства связан с исполнительными механизмами технологического оборудования газопровода. Система предназначена для контроля параметров, защиты, управления и регулирования с помощью локальных средств автоматики технологических объектов газопровода.A well-known gas pipeline control system (A.A. Apostolov et al. Automation of dispatch control of a gas transportation company. OI “Gas industry”, series “Automation, telemechanization and communication in the gas industry.” M .: OOO “IRC Gazprom”, 1999, p. 4-36), including control and measuring devices for measuring and processing the parameters of the flow transported through the gas pipeline, connected with a computer center for data collection and processing, which is connected with actuators via software and hardware technological equipment of the gas pipeline. The system is designed to control parameters, protect, control and regulate using local means of automation of gas pipeline technological facilities.
Недостатком этой системы является невозможность регулирования начального давления для обеспечения режима течения без образования застойных зон при транспортировке потока с имеющимся в нем или образующимся конденсатом.The disadvantage of this system is the inability to control the initial pressure to ensure the flow regime without the formation of stagnant zones when transporting a stream with condensate present or formed therein.
Известна система автоматизированного управления процессом внутрипромыслового сбора и транспорта продукции нефтяных скважин, использованная в способе по авт. свид. СССР №1422764, F 17 D 3/01, опубл. 15.06.1994 г., позволяющая контролировать и управлять процессом смешения продукции нефтяных скважин с различными характеристиками во всех многочисленных точках смешения потоков системы. Система включает устройства измерения параметров потоков, снабженные средствами контроля рабочего давления, расхода и состава продукции в потоке, подключенные к блоку управления пункта контроля и управления. К блоку управления также подключены исполнительные механизмы запорно-переключающей арматуры, устройство связи с центральным пунктом контроля и управления автоматизированной системой и блок памяти, содержащий программу контроля параметров потоков при текущих комбинациях смешения и распределения потоков и программу формирования управляющих воздействий, подаваемых на исполнительные механизмы запорно-переключающей арматуры.A known system of automated control of the process of infield collection and transport of oil well products, used in the method according to ed. testimonial. USSR No. 1422764, F 17 D 3/01, publ. 06/15/1994, which allows you to control and manage the process of mixing oil well products with different characteristics at all the numerous mixing points of the system flows. The system includes devices for measuring flow parameters, equipped with means for monitoring the working pressure, flow rate and composition of products in the stream, connected to the control unit of the control and control center. Actuators of shut-off and switching valves, a communication device with a central point of control and control of the automated system and a memory block containing a program for monitoring flow parameters with current combinations of mixing and distribution of flows and a program for generating control actions supplied to actuators of shut-off and control valves are also connected to the control unit switching armature.
Общим признаком такой системы и предлагаемой системы автоматизированного управления газопроводом является наличие контрольно-измерительных приборов для измерения параметров потока, подключенных к блоку управления пункта контроля и управления, который связан с исполнительными механизмами устройств регулирования параметров потока.A common feature of such a system and the proposed automated gas pipeline control system is the availability of instrumentation for measuring flow parameters connected to a control unit of a monitoring and control station, which is connected to actuators of flow control devices.
Однако такая система не позволяет регулировать начальное давление трубопровода и обеспечивать режим течения транспортируемого газового потока с содержащимся в нем конденсатом без образования застойных зон.However, such a system does not allow controlling the initial pressure of the pipeline and ensuring the flow regime of the transported gas stream with the condensate contained in it without the formation of stagnant zones.
Техническая задача изобретения заключается в обеспечении стабильной работы газопровода при транспортировке потока газа с содержащимся в нем или образующимся по длине газопровода конденсатом путем поддержания режима течения потока без образования застойных зон за счет регулирования начального давления.The technical task of the invention is to ensure the stable operation of the gas pipeline during transportation of the gas stream with the condensate contained in it or formed along the length of the gas pipeline by maintaining the flow regime without creating stagnant zones by adjusting the initial pressure.
Техническая задача достигается тем, что система автоматизированного управления газопроводом, включающая контрольно-измерительные приборы для измерения параметров потока, подключенные к блоку управления пункта контроля и управления, который связан с исполнительными механизмами устройств регулирования параметров потока, снабжена устройством регулирования начального давления газопровода, связанным с блоком управления, который снабжен программным модулем для обработки результатов измерений параметров потока и вычисления значений скорости течения потока по длине газопровода, достаточной для выноса имеющегося в потоке или образующегося по длине газопровода конденсата, и соответствующего оптимального начального давления газопровода.The technical problem is achieved in that the gas pipeline automated control system, including control and measuring devices for measuring flow parameters, connected to the control unit of the monitoring and control station, which is connected to the actuators of the flow parameter control devices, is equipped with a gas pipeline initial pressure control device associated with the unit control, which is equipped with a software module for processing the results of measurements of flow parameters and calculating values with the flow rate along the length of the pipeline sufficient to remove the condensate present in the stream or formed along the length of the gas pipeline and the corresponding optimal initial pressure of the gas pipeline.
Кроме того, исполнительный механизм устройства для регулирования начального давления представляет собой средство частотного управления оборотами электропривода компрессора или регулятор подачи топлива газотурбинного привода компрессора и/или привод устройства, создающего местное сопротивление.In addition, the actuator of the device for regulating the initial pressure is a means of frequency control of the revolutions of the compressor electric drive or a fuel supply regulator of the gas turbine compressor drive and / or the drive of the device that creates local resistance.
Известно, что если скорость транспортируемого продукта в трубопроводе больше или равна выносной скорости, имеет место дисперсный или дисперсно-кольцевой режим течения, и застойные зоны не образуются.It is known that if the speed of the transported product in the pipeline is greater than or equal to the external velocity, a dispersed or dispersed-annular flow regime takes place, and stagnant zones are not formed.
Расчетным путем было определено, что в данном газопроводе по всей его длине возможно поддерживать режим течения с выносной скоростью, гарантирующей течение потока без образования застойных зон, с соблюдением указанных выше ограничений по давлению, при объемах подаваемого газа от 878 млн м3/год до 1442 млн м3/год газа.It was determined by calculation that in a given gas pipeline along its entire length it is possible to maintain a flow regime with an outward velocity that guarantees a flow flow without the formation of stagnant zones, subject to the above pressure restrictions, with volumes of gas supplied from 878 million m 3 / year to 1442 mln m 3 / year of gas.
Для расчета выносной скорости была применена методика, приведенная в РД 39-32-704-82 “Инструкция для расчета расходных характеристик трубопровода при бескомпрессорном транспорте сырого нефтяного газа”, разработанном институтом “ВНИПИгазпереработка”. Согласно этой методике режим течения должен определяться для каждого расчетного участка трубопровода.To calculate the outflow speed, the methodology was used, which is given in RD 39-32-704-82 “Instructions for calculating the flow characteristics of a pipeline during unpressurized transport of crude oil gas” developed by the VNIPIgazpererabotka Institute. According to this technique, the flow regime should be determined for each design section of the pipeline.
Выносная скорость определяется по формулеRemote speed is determined by the formula
где Wг - искомая выносная скорость, м/с;where W g - the desired remote speed, m / s;
ρг, ρж - плотности газообразной и жидкой фаз на участке газопровода, кг/м3;ρ g , ρ l - the density of the gaseous and liquid phases in the pipeline, kg / m 3 ;
D - внутренний диаметр газопровода, м;D is the internal diameter of the gas pipeline, m;
g - ускорение свободного падения, м/с2.g - acceleration of gravity, m / s 2 .
Расчет оптимального начального давления производится методом последовательных приближений. Задается первое приближение начального давления и производится гидравлический расчет газопровода, после чего производится проверка соответствия конечного давления заданным ограничениям, а также проверяется, достигается ли выносная скорость на всех участках газопровода. В случае несоблюдения этих условий величина начального давления корректируется, и производится повторный расчет. Расчет производится для различных объемов подаваемого в газопровод газа. Результаты расчетов приведены в таблице.The calculation of the optimal initial pressure is made by the method of successive approximations. The initial approximation of the initial pressure is set and the gas pipeline is hydraulically calculated, after which the final pressure is checked for compliance with the specified restrictions, and it is also checked whether the outflow speed is achieved in all sections of the gas pipeline. In case of non-compliance with these conditions, the value of the initial pressure is adjusted, and a repeated calculation is performed. The calculation is made for various volumes of gas supplied to the gas pipeline. The calculation results are shown in the table.
На основании приведенных в таблице результатов гидравлических расчетов определяется приближенная функциональная зависимость требуемого начального давления от объема газа, подаваемого в газопровод.Based on the hydraulic calculation results shown in the table, an approximate functional dependence of the required initial pressure on the volume of gas supplied to the gas pipeline is determined.
Для определения оптимального начального давления газа на входе в газопровод и расчетного давления на выходе из газопровода при использовании и без использования лупинга при производительности газопровода, отличающейся от расчетной, может использоваться программный модуль системы управления газопроводом с соответствующей вычислительной программой.To determine the optimal initial gas pressure at the gas inlet and the calculated pressure at the gas outlet when using and without using looping at a gas pipeline capacity different from the calculated one, a gas pipeline control system program module with the corresponding computational program can be used.
В качестве исходных данных для расчета на отрезке [Prmin, Prmax] будет задана сетка:As the initial data for the calculation on the segment [Pr min , Pr max ] the grid will be set:
Prmin=Pr0<Pr1<...<Prn=Рrmах,Pr min = Pr 0 <Pr 1 <... <Pr n = Pr max ,
где Prmin, Рrmах - соответственно минимально и максимально допустимый объем потока, подаваемый в газопровод.where Pr min , Pr max - respectively, the minimum and maximum allowable flow volume supplied to the gas pipeline.
В узлах Pri заданы значенияThe nodes Pr i set
Pначi=f(Pri), I=0,..., nPnach i = f (Pr i ), I = 0, ..., n
Pконi=f(Pri), I=0,..., nPcon i = f (Pr i ), I = 0, ..., n
где Рначi - оптимальное начальное давление газа на входе в газопровод для заданного объема потока Рri;where Rnach i is the optimal initial gas pressure at the inlet to the pipeline for a given volume of the stream Pr i ;
Рконi - расчетное давление на выходе из газопровода для заданного объема потока Рri и начального давления Рначi.Pkon i is the design pressure at the outlet of the gas pipeline for a given flow volume Pr i and the initial pressure Pnach i .
После этого по заданной сетке программа приблизительно восстановит функциональную зависимость между объемом потока, подаваемого в газопровод, и начальным и конечным давлением при помощи построения кубической сплайн-функции.After that, using a given grid, the program will approximately restore the functional dependence between the volume of the flow supplied to the gas pipeline and the initial and final pressure by constructing a cubic spline function.
Регулирование работы газопровода осуществляется согласно найденной приближенной функциональной зависимости следующим образом.The regulation of the gas pipeline is carried out according to the found approximate functional dependence as follows.
Допустим газопровод функционирует с производительностью 1442 млн м3/год. При этом установлено начальное давление 6,4 МПа, давление на выходе из газопровода соответствует расчетному конечному давлению и составляет 2,7 МПа. Лупинг в конце основного газопровода открыт. Расчет скорости течения потока показал, что при таких значениях объема транспортируемого потока, начального и конечного давлений газопровода на всех участках газопровода скорость течения потока соответствует выносной.Suppose a gas pipeline operates with a capacity of 1,442 million m 3 / year. In this case, the initial pressure of 6.4 MPa was established, the pressure at the outlet of the gas pipeline corresponds to the calculated final pressure and is 2.7 MPa. Looping at the end of the main gas pipeline is open. The calculation of the flow rate showed that for such values of the volume of the transported stream, the initial and final pressure of the gas pipeline in all sections of the gas pipeline, the flow velocity corresponds to the external one.
В режиме реального времени производится периодический опрос текущих параметров газопровода (объем подаваемого газа, давления в начале и конце газопровода). В некоторый момент времени после получения и анализа текущих параметров газопровода выясняется, что объем подаваемого в газопровод газа уменьшился до 1000 млн м3/год.In real-time mode, a periodic survey of the current parameters of the gas pipeline (volume of gas supplied, pressure at the beginning and end of the gas pipeline) is performed. At some point in time after obtaining and analyzing the current parameters of the gas pipeline, it turns out that the volume of gas supplied to the gas pipeline has decreased to 1000 million m 3 / year.
В режиме реального времени с использованием системы управления процессом транспортировки потока, снабженным программным модулем для расчета оптимального начального давления газопровода для производительности 1000 млн м3/год, производится расчет оптимальных гидравлических характеристик.In real time, using the control system of the flow transportation process, equipped with a software module for calculating the optimal initial pressure of the gas pipeline for a productivity of 1000 million m 3 / year, the optimal hydraulic characteristics are calculated.
Получены следующие результаты: оптимальное начальное давление - 5,4 МПа, потребуется отключение лупинга.The following results were obtained: the optimal initial pressure is 5.4 MPa; looping shutdown will be required.
Из центрального диспетчерского пункта на пункт управления компрессорной станцией поступает запрос на уменьшение давление на выходе из компрессорной до 5,4 МПа. Путем уменьшения оборотов электропривода компрессора давление снижено до 5,45 МПа, поскольку дальнейшее снижение давления может привести компрессор в помпажный режим. Эта информация поступает в центральный диспетчерский пункт. Для обеспечения необходимого начального давления (5,4 МПа) подается управляющий сигнал на привод регулирующего клапана для снижения начального давления на входе в газопровод с 5,45 до 5,4 МПа. Одновременно подается управляющий сигнал на задвижку лупинга на его закрытие. Далее газопровод работает в установившемся режиме, обеспечивающем течение потока с выносной скоростью без образования застойных зон; текущие параметры газопровода продолжают контролироваться с заданной периодичностью.A request is received from the central control center to the control station of the compressor station to reduce the pressure at the compressor outlet to 5.4 MPa. By reducing the speed of the compressor electric drive, the pressure is reduced to 5.45 MPa, since a further decrease in pressure can cause the compressor to surge mode. This information goes to the central control room. To ensure the necessary initial pressure (5.4 MPa), a control signal is supplied to the control valve actuator to reduce the initial pressure at the gas inlet from 5.45 to 5.4 MPa. At the same time, a control signal is supplied to the looping valve to close it. Further, the gas pipeline operates in a steady state, ensuring the flow flow with an external velocity without the formation of stagnant zones; The current gas pipeline parameters continue to be monitored at predetermined intervals.
Через определенный промежуток времени в результате анализа текущих параметров газопровода выясняется, объем подаваемого в газопровод газа увеличился до 1400 млн м3/год.After a certain period of time, as a result of the analysis of the current parameters of the gas pipeline, it turns out that the volume of gas supplied to the gas pipeline has increased to 1,400 million m 3 / year.
В режиме реального времени с помощью расчетной программы для производительности 1400 млн м3/год производится расчет оптимальных гидравлических характеристик. Получены следующие результаты: оптимальное начальное давление - 6,32 МПа, потребуется открытие лупинга.In real time, using the calculation program for a capacity of 1,400 million m 3 / year, the optimal hydraulic characteristics are calculated. The following results were obtained: the optimal initial pressure is 6.32 MPa, opening of a looping will be required.
Из центрального диспетчерского пункта на пункт управления компрессорной станцией поступает запрос на увеличение давление на выходе из компрессорной до 6,32 МПа. Одновременно подается управляющий сигнал на привод регулирующего клапана на его полное открытие.From the central control center to the control station of the compressor station, a request is received to increase the pressure at the outlet of the compressor station to 6.32 MPa. At the same time, a control signal is supplied to the control valve actuator to fully open it.
Путем увеличения оборотов привода компрессора давление увеличено до 6,32 МПа. Эта информация поступает в центральный диспетчерский пункт. После ее получения и анализа подается управляющий сигнал на задвижку лупинга на его открытие.By increasing the speed of the compressor drive, the pressure is increased to 6.32 MPa. This information goes to the central control room. After its receipt and analysis, a control signal is supplied to the looping valve to open it.
Наличие устройства регулирования начального давления газопровода, связанного с блоком управления, который снабжен программным модулем для обработки результатов измерений параметров потока и вычисления значений скорости течения потока по длине газопровода, достаточной для выноса имеющегося в потоке или образующегося по длине газопровода конденсата, и соответствующего оптимального начального давления газопровода, позволяет обеспечивать стабильную работу газопровода при изменении параметров потока за счет определения в режиме реального времени оптимального начального давления, соответствующего выносной скорости, соответствующей режиму течения без образования застойных зон, и поддержания этого давления.The presence of a control device for the initial pressure of the gas pipeline associated with the control unit, which is equipped with a software module for processing the results of measurements of flow parameters and calculating the values of the flow velocity along the length of the gas pipeline, sufficient to remove the condensate present in the stream or generated along the gas pipeline, and the corresponding optimal initial pressure gas pipeline, allows to ensure stable operation of the gas pipeline when changing flow parameters due to real-time determination At the same time, the optimal initial pressure corresponding to the external velocity corresponding to the flow regime without the formation of stagnant zones, and maintaining this pressure.
Выполнение исполнительного механизма устройства для регулирования начального давления в виде средства частотного управления оборотами электропривода компрессора или регулятора подачи топлива газотурбинного привода компрессора и/или привода устройства, создающего местное сопротивление, позволяет устанавливать оптимальное заранее вычисленное начальное давление газопровода.The execution of the actuator of the device for controlling the initial pressure in the form of means for frequency control of the electric drive of the compressor or the fuel supply regulator of the gas turbine drive of the compressor and / or the drive of the device that creates local resistance, allows you to set the optimal pre-calculated initial pressure of the gas pipeline.
На чертеже представлена структурная схема автоматизированной системы управления газопроводом.The drawing shows a structural diagram of an automated gas pipeline control system.
Автоматизированная система управления газопроводом включает центральный пункт контроля и управления 1 с блоком управления, представляющим собой сервер 2 и рабочие станции 3 с программным модулем, оснащенным программой для обработки результатов измерений параметров потока и вычисления значений скорости течения потока по длине газопровода, достаточной для выноса имеющегося в потоке или образующегося по длине газопровода конденсата, и соответствующего оптимального начального давления газопровода. Пункт контроля и управления 1 посредством каналообразующей аппаратуры 4 связан с пунктом управления компрессорной станцией 5, с приводом регулирующего клапана 6, установленным в начале газопровода после компрессорной станции для создания местного сопротивления, с замерными узлами 7, оснащенными контрольно-измерительными приборами для измерения таких параметров потока, как рабочее давление, объем и состав транспортируемого потока, а также с пунктами телемеханики 8, размещенными на отдаленных объектах трубопровода, таких как крановые узлы 9, для контроля за параметрами потока и техническим состоянием объекта. Пункт управления компрессорной станцией 5, в свою очередь, связан с исполнительным механизмом устройства регулирования выходного давления компрессора 10, представляющим собой средство частотного управления оборотами электропривода компрессора или регулятор подачи топлива газотурбинного привода компрессора.The automated gas pipeline control system includes a central monitoring and control station 1 with a control unit, which is a server 2 and workstations 3 with a software module equipped with a program for processing the results of measurements of flow parameters and calculating the values of the flow velocity along the length of the pipeline sufficient to carry the existing flow or condensate formed along the length of the gas pipeline, and the corresponding optimal initial pressure of the gas pipeline. The monitoring and control point 1 through channel-forming equipment 4 is connected to the control station of the compressor station 5, with a control valve 6 installed at the beginning of the gas pipeline after the compressor station to create local resistance, with metering units 7 equipped with instrumentation for measuring such flow parameters as the working pressure, volume and composition of the transported stream, as well as with telemechanics points 8 located on remote pipeline objects, such as crane units s 9, to control the flow parameters and the technical condition of the object. The control station of the compressor station 5, in turn, is associated with the actuator of the device for regulating the output pressure of the compressor 10, which is a means of frequency control of the speed of the compressor electric drive or the fuel supply regulator of the gas turbine drive of the compressor.
Автоматизированная система управления газопроводом работает следующим образом. В режиме реального времени производится периодический опрос параметров газопровода. Данные контрольно-измерительных приборов с замерных узлов 7 и пунктов телемеханики 8 через каналообразующую аппаратуру 4 поступают на пункт контроля и управления 1, где обрабатываются на программном модуле с помощью специальной программы, по которой для текущего объема подаваемого в газопровод потока рассчитывают оптимальное начальное давление, при котором обеспечивается необходимое давление в конце газопровода и режим течения потока по длине газопровода с выносной скоростью, гарантирующей течение потока без образования застойных зон.An automated gas pipeline control system operates as follows. In real time, a periodic survey of the parameters of the gas pipeline is performed. The data of the control and measuring devices from the measuring units 7 and the telemechanics points 8 through the channel-forming equipment 4 are sent to the monitoring and control point 1, where they are processed on the software module using a special program, according to which the optimal initial pressure is calculated for the current volume of the flow supplied to the gas pipeline, at which provides the necessary pressure at the end of the pipeline and the flow pattern along the length of the pipeline with an outgoing speed, guaranteeing the flow without forming stagnant zones .
Если текущее значение начального давления соответствует расчетному оптимальному начальному давлению, то регулирование давления в начале газопровода не производится. Если текущее значение начального давления не соответствует оптимальному расчетному начальному давлению, то производится регулирование начального давления. Так, при получении на пункте контроля и управления 1 данных об уменьшении объема подаваемого в газопровод потока программный модуль рассчитывает оптимальное начальное давление для новых условий, сравнивает это значение с текущим, после чего с пункта управления и контроля 1 на пункт управления компрессорной станцией 5 подается команда на снижение давления на выходе из компрессоров до расчетной величины. С пункта управления компрессорной станцией 5 подается управляющее воздействие на исполнительный механизм устройства регулирования выходного давления компрессора 10 для снижения давления на выходе из компрессорной станции до расчетной величины путем снижения оборотов электропривода компрессора или уменьшения подачи топлива на газотурбинный привод компрессора. Если с помощью устройства регулирования выходного давления компрессора не удается снизить начальное давление газопровода до расчетной оптимальной величины (например, из-за опасности входа компрессора в режим помпажа), то информация об этом поступает на пункт контроля и управления 1, откуда подается управляющий сигнал на привод регулирующего клапана 6 для его закрытия для снижения начального давления газопровода до требуемой оптимальной величины. При достижении требуемого начального давления система продолжает работать в штатном режиме. Таким образом, автоматизированная система управления позволяет поддерживать оптимальный режим транспортировки потока при экономичном режиме работы компрессора.If the current value of the initial pressure corresponds to the calculated optimal initial pressure, then the pressure is not regulated at the beginning of the gas pipeline. If the current value of the initial pressure does not correspond to the optimal design initial pressure, then the initial pressure is adjusted. So, when receiving at the monitoring and control point 1 data on a decrease in the volume of flow supplied to the gas pipeline, the program module calculates the optimal initial pressure for the new conditions, compares this value with the current one, and then a command is sent from the control and monitoring point 1 to the control station of the compressor station 5 to reduce the pressure at the outlet of the compressors to the calculated value. From the control station of the compressor station 5, a control action is applied to the actuator of the output pressure control device of the compressor 10 to reduce the pressure at the outlet of the compressor station to the calculated value by reducing the speed of the compressor electric drive or reducing the fuel supply to the compressor gas turbine drive. If, using the compressor outlet pressure control device, it is not possible to reduce the initial pressure of the gas pipeline to the calculated optimal value (for example, because of the danger of the compressor entering the surge mode), then this information is sent to monitoring and control point 1, from where a control signal is supplied to the drive control valve 6 to close it to reduce the initial pressure of the gas pipeline to the desired optimal value. When the required initial pressure is reached, the system continues to operate normally. Thus, the automated control system allows you to maintain the optimal mode of transporting the stream with an economical mode of operation of the compressor.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003103457/06A RU2241900C2 (en) | 2003-02-05 | 2003-02-05 | System for automatic control of gas pipeline |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003103457/06A RU2241900C2 (en) | 2003-02-05 | 2003-02-05 | System for automatic control of gas pipeline |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003103457A RU2003103457A (en) | 2004-12-10 |
| RU2241900C2 true RU2241900C2 (en) | 2004-12-10 |
Family
ID=34387573
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003103457/06A RU2241900C2 (en) | 2003-02-05 | 2003-02-05 | System for automatic control of gas pipeline |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2241900C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2755406C1 (en) * | 2020-12-22 | 2021-09-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Ухта" | Automated system for monitoring permitted operating pressure in main gas pipeline |
-
2003
- 2003-02-05 RU RU2003103457/06A patent/RU2241900C2/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТРУДЫ ВНИИГАЗа, Вопросы транспорта природного газа. - М.: Недра, 1970, с. 121-124. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2755406C1 (en) * | 2020-12-22 | 2021-09-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Ухта" | Automated system for monitoring permitted operating pressure in main gas pipeline |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4526513A (en) | Method and apparatus for control of pipeline compressors | |
| EP3329126B1 (en) | Batch change control for variable speed driven centrifugal pumps and pump systems | |
| Fontana et al. | Real time control of a prototype for pressure regulation and energy production in water distribution networks | |
| US11092334B2 (en) | Dynamic multi-legs ejector for use in emergency flare gas recovery system | |
| Siddiqui et al. | Integration of multivariate statistical process control and engineering process control: a novel framework | |
| Hugo | Estimation of alarm deadbands | |
| Campos et al. | Advanced anti-slug control for offshore production plants | |
| RU2241900C2 (en) | System for automatic control of gas pipeline | |
| Jonker | Automated mine compressed air control for sustainable savings | |
| Laucelli et al. | Supporting real-time pressure control in Oppegård municipality with WDNetXL | |
| Alsuwian et al. | A review of anti-surge control systems of compressors and advanced fault-tolerant control techniques for integration perspective | |
| Nnabuife et al. | Venturi multiphase flow measurement based active slug control | |
| US7383102B2 (en) | Slug flow protection system | |
| Ohrem et al. | Modeling and nonlinear model predictive control of a subsea pump station | |
| Campos et al. | Anti-slug advanced control for offshore production platforms | |
| WO2015157587A1 (en) | Injection flow controller for water and steam | |
| KR20190064047A (en) | Automatic intermittent operating system and method of city gas measuring equipment | |
| RU2210008C2 (en) | Compressor station antisurge control method | |
| RU2242669C2 (en) | Method of transporting compressed gas through pipeline | |
| US20240069578A1 (en) | Re-evaluating valve fit and function on a process line | |
| Hanmer et al. | Pipeline surge analysis studies | |
| Ims | Modelling of Asgard subsea gas compression station for condition monitoring purposes | |
| Mirzaie Harsini et al. | Nonlinear model predictive controller for electrical submersible pump lifted wells | |
| Al Zawaideh et al. | Minimum energy adaptive load sharing of parallel operated compressors | |
| Xiaogang et al. | Anti-surge switching control of centrifugal compressor based on control performance assessment |