RU2725342C1 - Интеллектуальная система помощи принятия диспетчерских решений для точного определения участка и места разрыва магистрального газопровода в режиме реального времени - Google Patents
Интеллектуальная система помощи принятия диспетчерских решений для точного определения участка и места разрыва магистрального газопровода в режиме реального времени Download PDFInfo
- Publication number
- RU2725342C1 RU2725342C1 RU2019126102A RU2019126102A RU2725342C1 RU 2725342 C1 RU2725342 C1 RU 2725342C1 RU 2019126102 A RU2019126102 A RU 2019126102A RU 2019126102 A RU2019126102 A RU 2019126102A RU 2725342 C1 RU2725342 C1 RU 2725342C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- section
- determining
- real time
- gas
- module
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D5/00—Protection or supervision of installations
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области автоматизированных систем управления технологическими процессами и используется для мониторинга и диагностики линейных участков между крановыми площадками магистрального газопровода при аварийных ситуациях, связанных с его разрывом. Одной из основных аварийных ситуаций на магистральном газопроводе является его разрыв или утечка газа. Технический результат - минимизация времени идентификации участка и места разрыва магистрального газопровода в режиме реального времени, при возможных аварийных ситуациях. Поставленная задача решается, а технический результат достигается путем разработки интеллектуальной системы помощи принятия диспетчерских решений для точного определения участка и места разрыва на газопроводе в режиме реального времени. Данная система является комплексным расширением функциональных возможностей системы диспетчерского контроля и управления реальным временем. 7 ил.
Description
Изобретение относится к области автоматизированных систем управления технологическими процессами и используется для комплексного мониторинга и диагностики линейных участков между крановыми площадками магистрального газопровода (далее - МГ) при аварийных ситуациях, связанных с его разрывом.
Одной из основных аварийных ситуаций на магистральном газопроводе является его разрыв или утечка газа.
На данный момент на существующих системах диспетчерского контроля и управления (далее - СДКУ), анализ и мониторинг точного определения линейного участка между крановыми площадками и места разрыва МГ, в режиме реального времени, отсутствует. Единственным техническим способом обнаружения разрыва является визуальная диагностика сменным персоналом диспетчерской службы давления газа в МГ по каждому датчику отдельно при срабатывании аварийной уставки падения давления.
Основным недостатком данного способа является отсутствие возможности своевременно определить аварийный участок МГ и место разрыва. Вызвано это тем, что при аварии и залповом опорожнении участка давление газа в трубопроводе падает, практически, одновременно на всей протяженности нитки газопровода или сразу на нескольких взаимосвязанных нитках (в зависимости от положения запорной арматуры), от компрессорной станции (далее - КС) до КС, что влечет за собой увеличение выброса газа в атмосферу. При неправильном определении аварийного участка возможны затруднения его локализации и многократное увеличение выброса газа.
Задача изобретения - сокращение экономических затрат, связанные с выбросом газа при несвоевременной идентификации аварийного участка.
Технический результат - минимизация времени идентификации участка и места разрыва магистрального газопровода в режиме реального времени, при возможных аварийных ситуациях.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается путем разработки интеллектуальной системы помощи принятия диспетчерских решений (далее - ИС ППДР) для точного определения участка и места разрыва магистрального газопровода в режиме реального времени.
Данная система является комплексным расширением функциональных возможностей СДКУ реального времени и может применяться, например, на базе СДКУ SCADA PSI (AG).
Состав ИС ППДР представлен на Фиг.1.
ИС ППДР состоит из двух основных блоков: блока комплекса программно-технических средств (далее - ПТС) 1, блока определения участка и места разрыва 2, а также базы данных реального времени СДКУ (далее - БД РВ) 3.
Блок комплекса ПТС 1 состоит из серверного оборудования 4 (сервер системы управления баз данных, сервер визуализации, коммуникационный сервер - для связи с объектами), автоматизированного рабочего места (далее - АРМ) диспетчера 5, система отображения коллективного пользования (далее - СОКП) 6, устройства вывода информации (принтера) 7.
В состав блока определения участка и места разрыва 2 входит: модуль мониторинга и диагностики состояния датчиков давления 8, блок определения участка и места разрыва 9, база знаний (далее - БЗ) 10.
В состав блока определения участка и места разрыва 9 входит: модуль предварительного определения участка 11, модуль уточненного расчета и определения аварийного участка 12, модуль определения места разрыва или утечки на линейном участке 13.
Принцип работы блока определения участка и места разрыва 2 схематично показан на Фиг.2.
В режиме реального времени, автоматически ведется мониторинг всех датчиков давления газопровода на линейных участках и анализ их состояния с помощью модуля 8, считывая параметры из БД РВ 3, которая предназначена для чтения и записи текущих состояний всех объектов нижнего уровня (показания датчиков, положения кранов и др.), путем их опроса коммуникационным сервером. При изменении давления на одном или нескольких датчиках вычисляется текущая скорость изменения давления.
Срабатывание аварийного флага быстрого изменения давления на датчике определяется условиями:
где
W - полученное значение;
t - время получения W;
W стар - старое значение;
T стар - время получения W стар ;
ΔW макс - максимально допустимое отклонение с учетом единицы времени и направления изменения;
Δt макс - ограничивает временной горизонт контроля.
После срабатывания аварийного флага быстрого изменения давления, на каком-либо датчике давления запускается в работу блок определения участка и места разрыва 9.
Алгоритм функционирования модуля предварительного определения участка 11, входящего в блок 9, показан на Фиг. 3.
Учитывая положения всех линейных кранов, значения всех датчиков давления, а также положения перемычек, соединяющих соседние нитки газопровода, в первые секунды после разрыва определяется участок с максимальным падением давления.
Основными этапами алгоритма являются:
- проверка срабатывания градиента больше чем на одном датчике давления, путем постоянного обращения модуля 8 к БД РВ 3;
- запись значения метки времени срабатывания каждого датчика в БД РВ 3, на основании которой рассчитывается динамика падения давления, путем сравнительного анализа ее значений;
- Определение датчика с максимальным падением давления. Данный датчик является определяющим для предварительной идентификации участка, то есть идентифицируется участок, где он установлен. Участки и датчики давления, установленные на данных участках, интегрируются в БЗ 10, каждый под своим идентификационным номером (далее - ИН).
Модуль уточненного расчета и определения участка 12 разрабатывается отдельно для каждого линейного участка между крановыми площадками МГ, состав контролируемых датчиков давления и запорной арматуры, для интеграции их в БЗ 10, определяется в зависимости от технологической схемы газопровода эксплуатирующего филиала.
На фиг.4 показан алгоритм функционирования модуля 12 уточненного расчета для определения участка.
При определении захватываются параметры объектов двух смежных участков с каждой стороны относительно участка, предварительно определенного в модуле 11, схема данного линейного участка, на основании которой ведется расчет, показана на Фиг. 5. При расположении участка вблизи к КС, параметрами для расчета являются давления на входе или выходе КС.
Расчет динамики изменения давления задается функцией зависимости давления от времени ƒ = (P,t) и определяется по формуле:
W изм = P стар - P пол /t получения .
где:
W изм - скорость падения давления (динамика изменения), 
;
P стар - старое значение давления, кгс/см 2 ;
P пол - полученное значение давления, кгс/см 2 ;
t получения - время получения P пол , сек.
Основными этапами алгоритма модуля 12 уточненного расчета для определения участка являются:
- проверка и определение положения линейных кранов 14 - 19;
- проверка наличия подпитки участков со стороны потока газа;
- определение динамики изменения давления;
- Идентификация участка путем сравнительного анализа динамики падения давления;
Основные условия, возникающие при определении аварийного участка, описываются далее и разрабатываются в зависимости от технологической схемы газопровода.
При открытых кранах 14, 19 выполняется определение положения кранов 16, 17. В зависимости от положения кранов 16, 17 выполняется определение перемычек 37, 38 для определения наличия подпитки со стороны потока газа, если кран 16 закрыт. При наличии подпитки газом участка 31 W изм на датчике 24 < W изм на датчике 25.
При отсутствии подпитки в сравнительный анализ включаются только давления датчиков 20, 25 и 21, 24, где W изм на датчике 20 > W изм на датчике 25, W изм на датчике 21 > W изм на датчике 24, за счет длины участков 31, 32 т.к. расстояние между крановыми площадками соответствует требованиям [1].
При всех открытых кранах определяются две взаимосвязанные системы - до и после участка 30, разделенные кранами 14 и 15, соответственно. Сравнительный анализ между падением давления на датчиках 20, 25, 27, 29 и 21, 22, 24, 26 позволяет методом исключений сократить диапазон поиска и определения участка. W изм на датчиках 24, 26 < W изм на датчиках 25, 27, что обусловлено подпиткой со стороны потока газа. W изм на датчике 20 > W изм на датчике 29, что обусловлено большой отдаленностью участка 30. Подтверждающими условиями для точного определения участка являются: Wизм на датчике 20 > W изм на датчике 25, W изм на датчике 21 > W изм на датчике 24.
Если на участке закрыт кран 14 (первый по ходу газа), то объекты участка газопровода, находящегося перед ним не учувствуют в расчетах. После определения изменения давления на датчиках, выполняется сортировка массива данных и вычисляется минимальное значение W изм . При разрыве на участке 30 минимальное падение давления определяется на датчике 29, что обусловлено большой отдаленностью участка 34.
По аналогии ведется расчет при закрытом кране 15, где объекты участка газопровода, находящегося после него не учувствуют в расчетах.
При закрытых кранах 14, 15 и срабатывании аварийного флага быстрого изменения давления на датчиках 20, 21 участок является аварийным, так как уже локализован от смежных участков и является частным случаем. Проверка положения перемычек 35, 36 не требуется, так как расчеты выполняются в модуле 11.
На линейных участках положение линейных кранов может быть различным и зависит от режима транспорта газа. В БЗ 10 интегрируются заранее определенные условия, в зависимости от технологической схемы газопровода. При несовпадении условий с текущим состоянием объектов газопровода, система записывает это состояние в БЗ 10.
После определения аварийного участка запускается модуль определения места разрыва на данном участке 13.
Алгоритм модуля определения точки разрыва 13 на участке МГ показан на Фиг. 6. Схема участка, относительно которого выполняется алгоритм, показана на Фиг. 7, где длины участков и геометрические параметры трубопроводов интегрируются в БЗ 10 изначально.
Для определения места разрыва используется формула частичного опорожнения участков (3) от крановой площадки до места разрыва, с каждой стороны аварийного участка [2]:
где:
K – коэффициент, равный 2892, град/МПа;
V - геометрический объем участка, м 3 ;
T - температура газа, K;
P 1 - давление газа до аварии, или предыдущее значение после каждого срабатывания градиента (кгс/см 2 );
P 2 - давление газа после срабатывания градиента (кгс/см 2 );
Z 1 , Z 2 - коэффициент сжимаемости газа при P 1 , P 2 соответственно.
Участок делится на отрезки длиной в 1 км, в цикле, увеличивая расстояние на 1 км, т.е. i=i+1, где i - шаг цикла. Расход газа Q 1 , Q 2 рассчитывается при текущем давлении, с каждой стороны. Расход Q 3 , Q 4 рассчитывается аналогично, при условии i=i+2. Точкой разрыва будет отрезок, где общий объем газа Q, рассчитанный согласно [3] при текущем давлении, будет входить в диапазон суммарного расхода газа с каждой стороны участка от точки разрыва Q 1 +Q 2 <=Q<=Q 3 +Q 4 . Длина участка выражается из его геометрического объема, из формулы частичного опорожнения участка (3).
Коэффициенты сжимаемости определяются согласно [4], где плотность газа при стандартных условиях, кг/м 3 , в соответствии с данными химической лаборатории изначально вносится в БЗ 10 и обновляется в соответствии с заданным периодом.
Место разрыва определяется, как километраж начала участка K (вносится изначально в расчет) + значение параметра i из цикла, при котором выполнилось условие Q 1 +Q 2 <=Q<=Q 3 +Q 4 .
После определения аварийного участка и точки разрыва газопровода, система переводит его в аварийное состояние, то есть переменной с типом сигнала «авария», определяющей данный участок из БЗ 10, согласно ИН, присваивается логическое значение «ИСТИНА». На мониторе АРМ диспетчера 5 и системы отображения коллективного пользования 6 на технологической схеме газопровода данный участок идентифицируется, как аварийный, путем изменения цвета и визуализацией точки разрыва, с выдачей звуковой сигнализации и записью сообщения в журнал событий.
В зависимости от сложности и состояния технологической части участка МГ есть возможность в БЗ 10 интегрировать алгоритмы автоматической перестановки запорной арматуры, для локализации участка под контролем сменного персонала диспетчерской службы.
Эффект изобретения проявляется в том, что использование данной системы позволяет в режиме реального времени минимизировать время идентификации разрыва на линейном участке МГ, с максимальной точностью определить данный участок и точку разрыва, для своевременной его локализации.
Эффективными показателями изобретения являются:
- сокращение экономических затрат, связанных с выбросом природного газа в атмосферу;
- повышение надежности и энергоэффективности транспорта газа на объектах дочерних обществ и филиалов ПАО «Газпром»;
- повышение производительности и безопасности технологических процессов транспорта газа;
- уменьшение влияния технологического процесса на экологическую составляющую атмосферы.
Список источников
1. СНИП 2.05.06.85* «Магистральные трубопроводы».
2. Методика “Определения расхода газа на собственные нужды при эксплуатации приграничных участков магистрального газопровода, газопроводов отводов и ГРС между приграничными ГИС и границами Россия - Украина, Беларусь - Украина” согласно п.1.6 “Ликвидация аварий на газопроводах”.
3. Волков М.М. Справочник работника нефтяной и газовой промышленности - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1989. - 289 с.: ил.
4. ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости.
Claims (1)
- Интеллектуальная система помощи принятия диспетчерских решений для точного определения участка и места разрыва магистрального газопровода в режиме реального времени, содержащая блок комплекса программно-технических средств, в состав которых входит серверное оборудование, автоматизированное рабочее место диспетчера, системы отображения коллективного пользования, устройства вывода информации, блок определения участка и места разрыва газопровода, в состав которого входит модуль мониторинга и диагностики состояния датчиков давления, блок определения участка и места разрыва, состоящего из модуля предварительного определения участка, модуля уточненного определения участка, модуля определения места разрыва на участке, предназначенного для определения точки разрыва на аварийном участке, база знаний, предназначенная для хранения набора условий определения аварийного участка и технических параметров трубопровода, включающих в себя размеры и длины участков, а также в состав данной системы входит база данных реального времени системы диспетчерского контроля и управления.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019126102A RU2725342C1 (ru) | 2019-08-19 | 2019-08-19 | Интеллектуальная система помощи принятия диспетчерских решений для точного определения участка и места разрыва магистрального газопровода в режиме реального времени |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019126102A RU2725342C1 (ru) | 2019-08-19 | 2019-08-19 | Интеллектуальная система помощи принятия диспетчерских решений для точного определения участка и места разрыва магистрального газопровода в режиме реального времени |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2725342C1 true RU2725342C1 (ru) | 2020-07-02 |
Family
ID=71509895
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019126102A RU2725342C1 (ru) | 2019-08-19 | 2019-08-19 | Интеллектуальная система помощи принятия диспетчерских решений для точного определения участка и места разрыва магистрального газопровода в режиме реального времени |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2725342C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2755406C1 (ru) * | 2020-12-22 | 2021-09-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Ухта" | Автоматизированная система контроля разрешенного рабочего давления в магистральном газопроводе |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5416724A (en) * | 1992-10-09 | 1995-05-16 | Rensselaer Polytechnic Institute | Detection of leaks in pipelines |
| RU2457392C1 (ru) * | 2010-12-30 | 2012-07-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ диагностики герметичности магистрального трубопровода |
| RU2562602C2 (ru) * | 2013-12-23 | 2015-09-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" | Система диагностики технического состояния магистрального трубопровода на участках надземных переходов |
| RU2563419C2 (ru) * | 2014-02-13 | 2015-09-20 | Сергей Степанович Шаклеин | Способ мониторинга технического состояния трубопровода и система для его осуществления |
-
2019
- 2019-08-19 RU RU2019126102A patent/RU2725342C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5416724A (en) * | 1992-10-09 | 1995-05-16 | Rensselaer Polytechnic Institute | Detection of leaks in pipelines |
| RU2457392C1 (ru) * | 2010-12-30 | 2012-07-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ диагностики герметичности магистрального трубопровода |
| RU2562602C2 (ru) * | 2013-12-23 | 2015-09-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" | Система диагностики технического состояния магистрального трубопровода на участках надземных переходов |
| RU2563419C2 (ru) * | 2014-02-13 | 2015-09-20 | Сергей Степанович Шаклеин | Способ мониторинга технического состояния трубопровода и система для его осуществления |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2755406C1 (ru) * | 2020-12-22 | 2021-09-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Ухта" | Автоматизированная система контроля разрешенного рабочего давления в магистральном газопроводе |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10275402B2 (en) | Systems and methods to provide pipeline damage alerts | |
| US9092968B2 (en) | Method and apparatus to automate data collection during a mandatory inspection | |
| KR101046300B1 (ko) | 가스 충전소 안전 관리 방법 및 시스템 | |
| CN107424380A (zh) | 城市地下综合管廊监测预警系统及其方法 | |
| CN101943902A (zh) | 一种危险品物流安全监控系统和方法 | |
| CN109404736A (zh) | 一种智能城市管道损坏的预警系统 | |
| CN114997773A (zh) | 一种港口危险货物安全动态精细化监管系统 | |
| US20220114373A1 (en) | Intelligent Mobile Oilfield Analytics Platform | |
| CN109859088A (zh) | 一种基于区块链的城市综合管廊安全监控系统 | |
| RU2725342C1 (ru) | Интеллектуальная система помощи принятия диспетчерских решений для точного определения участка и места разрыва магистрального газопровода в режиме реального времени | |
| CN116994418B (zh) | 管道安全预警方法及系统 | |
| Shimada et al. | A statistical approach to reduce failure facilities based on predictive maintenance | |
| CN118195838B (zh) | 基于监管物联网的燃气管廊耐久性安全监控方法与系统 | |
| CN114298384A (zh) | 适用于船用装卸臂的安全运维预测系统及方法 | |
| CN115616067A (zh) | 一种管道检测数字孪生系统 | |
| CN114594739B (zh) | 一种含有mes系统的智能仓储罐区管控系统及其应用 | |
| CN201732292U (zh) | 一种危险品物流安全监控系统 | |
| CN110225480A (zh) | 一种智能交通油罐车安全管理系统 | |
| CN114912872A (zh) | 一种基于大数据的供应链运输安全监控方法 | |
| CN106647563B (zh) | 一种采油现场安全监控装置 | |
| EP4184459A1 (en) | Maintenance system | |
| Joshitha et al. | Implementation of the Anti Pilferage and Anti Leakage system for Fuel Tankers | |
| RU2796975C1 (ru) | Способ и устройство для машинного определения функционального состояния несущих роликов ленточной конвейерной установки | |
| RU2755406C1 (ru) | Автоматизированная система контроля разрешенного рабочего давления в магистральном газопроводе | |
| CN118229095B (zh) | 一种集装箱码头安全风险评估系统设计方法 |