Решение задач раннего обнаружения нештатных событий на линейной части многониточного магистрального газопровода
средствами системы линейной телемеханики
средствами системы линейной телемеханики
С. В. Евсеев
ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ»
ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ»
Целью данной работы является дополнение системы телемеханики методами определения места утечки из многониточного магистрального газопровода. В работе предлагаются алгоритмы выявления перепада давления газа на датчике, возникающего в начале утечки, и модернизация математической карты многониточного магистрального газопровода.
Проведён анализ действий диспетчеров при ликвидации реальной аварии с неполным разрывом газопровода на границе двух линейно-производственных управлений. В результате анализа предлагается решение для точного определения места утечки в границах ЛПУ на основе организации дополнительного канала связи между крайними контролируемыми пунктами.
Введение
В предыдущей статье [1], посвященной созданию подсистемы обнаружения утечек на базе системы телемеханики, были рассмотрены основные требования к системе телемеханики и основные пути построения данной подсистемы. Однако в процессе разработки подсистемы возникла необходимость применения дополнительных алгоритмов, касающихся определения мест утечек посредством поиска и фиксации перепада давления на датчике («волн давления»), возникающих при разрыве магистральных газопроводов (МГ) и доработки математической карты многониточных магистральных газопроводов (ММГ).
Изложенный в [1] метод, позволяющий не только определять наличие утечки, но и выявлять нештатные перестановки запорной арматуры, которые тоже являются нештатными ситуациями на ММГ, путем анализа изменений основного информационного элемента, страдает весьма существенным недостатком, влияющим на точность и время определения утечки газа [2]. Одновременное использование двух алгоритмов выявления повышает надежность выявления мест утечки газа на ММГ.
1. Алгоритм определения перепадов давления на КП
Поскольку для определения места утечки газа на линейной части МГ важным является определение точного времени возникновения перепада давления на каждом датчике давления контролируемого пункта (КП) телемеханики, сформулируем алгоритм определения перепадов давления (рис. 1).
Цель данного алгоритма – зафиксировать перепад давления на основном информационном объекте [1] КП с точностью не менее 1с и передать информацию о нем на пункт управления (ПУ). Обычно информация с каждого датчика давления считывается контроллером КП с частотой от 10 до 1000 Гц и усредняется ежесекундно, что позволяет достаточно точно определить время возникновения перепада давления и, как следствие, место возникновения утечки с точностью до ±1км.
Определим условия фиксации перепада давления как:
Определим условия фиксации перепада давления как:
dPp = Pold-Pnew
Pold - значение давления в предыдущем цикле измерения
Pnew - значение давления в текущем цикле измерения
Pnew - значение давления в текущем цикле измерения
При фиксации резкого уменьшения давления на датчике dPp>0,1 кг/см2 между опорным и текущим давлением необходимо запомнить реальное время возникновения события и перейти в режим подтверждения для исключения ложных обнаружений. В алгоритм должна быть включена проверка тенденций изменения датчиков давления в течение определенного времени Тт, например 5с.
Определим критерии ежесекундных тенденций изменения показания давления газа по каждому датчику Дi на КП, на котором зафиксирован возможный перепад как:
Определим критерии ежесекундных тенденций изменения показания давления газа по каждому датчику Дi на КП, на котором зафиксирован возможный перепад как:
Ti=A1+A2+A3
Pst - значение давления опорное
Pold - значение давления в предыдущем цикле измерения
Pnew – значение давления в текущем цикле измерения
Тт – количество секунд проверки тенденций (например, 5с)
N – критерий подтверждения (определен как -3)
St – средняя величина изменения за последние К секунд
Pold - значение давления в предыдущем цикле измерения
Pnew – значение давления в текущем цикле измерения
Тт – количество секунд проверки тенденций (например, 5с)
N – критерий подтверждения (определен как -3)
St – средняя величина изменения за последние К секунд
Если средняя величина тенденций изменения давления меньше заданного критерия, то это является свидетельством наличия перепада давления вызванного утечкой. Если есть подтверждение по 2-м датчикам основного информационного объекта для открытого крана или по одному для закрытого, то на пункт управления должна передаваться информация в виде экстренного аварийного сообщения с меткой времени, типом события, величиной изменения и номером крана.
2. Модернизация карты ММГ
Как было сказано в [1], для обработки сообщений об утечках от КП на ПУ должна быть разработана карта ММГ в виде матрицы или взвешенного неориентированного графа. В карте ММГ устанавливаются связи основных информационных объектов с расстояниями между ними, что позволяет, посредством алгоритма Дейкстры, производить подсчет времени возможного распространения перепада давления между основными информационными объектами, с учетом состояния открытия перемычек.
При создании карты ММГ необходимо учесть состояние компрессорной станции (КС), которая является центральным элементом карты. В 90% случаев система телемеханики не контролирует охранные площадки КС и, следовательно, не имеет информации о состоянии линейных охранных кранов, перемычек между ними и работе компрессорных цехов.
Для получения информации о состоянии КС существуют два основных способа. Первый способ подразумевает передачу информации о состоянии охранных кранов и цехов в систему телемеханики по протоколу обмена данными. Но поскольку и телемеханика и АСУ ТП КС системы нижнего уровня, то требуется либо создание прямого канала связи, либо канала связи через верхний уровень линейно-производственного управления (ЛПУ) МГ, что весьма сложно осуществимо. Второй способ осуществляется прямым вводом информации диспетчером о состоянии объектов в базу данных подсистемы. Данный способ подразумевает «человеческий» фактор, что является существенным недостатком. Вследствие этого, самым простым способом является создание алгоритма прогнозирования состояния объектов КС.
Рассмотрим какие элементы КС значимы для обнаружения утечек системой телемеханики. Наиболее значимым элементом является состояние крана 20 компрессорного цеха, который определяет возможность прохождения волны давления от утечек через компрессорную станцию. При открытом кране 20 компрессорный цех находится в состоянии «на проходе», при закрытом волна давления не может пройти через цех вне зависимости от степени работы цеха. Важными элементами также являются перемычки между нитками, которые позволяют волне давления пройти в соседний трубопровод при их открытии. Таким образом, можно в упрощенном виде представить сегмент КС как обычную крановую площадку (рис. 2).
Для получения информации о состоянии КС существуют два основных способа. Первый способ подразумевает передачу информации о состоянии охранных кранов и цехов в систему телемеханики по протоколу обмена данными. Но поскольку и телемеханика и АСУ ТП КС системы нижнего уровня, то требуется либо создание прямого канала связи, либо канала связи через верхний уровень линейно-производственного управления (ЛПУ) МГ, что весьма сложно осуществимо. Второй способ осуществляется прямым вводом информации диспетчером о состоянии объектов в базу данных подсистемы. Данный способ подразумевает «человеческий» фактор, что является существенным недостатком. Вследствие этого, самым простым способом является создание алгоритма прогнозирования состояния объектов КС.
Рассмотрим какие элементы КС значимы для обнаружения утечек системой телемеханики. Наиболее значимым элементом является состояние крана 20 компрессорного цеха, который определяет возможность прохождения волны давления от утечек через компрессорную станцию. При открытом кране 20 компрессорный цех находится в состоянии «на проходе», при закрытом волна давления не может пройти через цех вне зависимости от степени работы цеха. Важными элементами также являются перемычки между нитками, которые позволяют волне давления пройти в соседний трубопровод при их открытии. Таким образом, можно в упрощенном виде представить сегмент КС как обычную крановую площадку (рис. 2).
Используя данные о параметрах давления на крановых площадках, контролируемых телемеханикой и ближайших к обеим сторонам КС, можно спрогнозировать состояние кранов 20 и перемычек между нитками, применив простой алгоритм (рис. 3).
В случае необходимости, для подтверждения правильности определения алгоритмом состояния КС достаточно обеспечить воспроизведение схемы на видеомониторе ПУ с возможностью изменения состояния объектов диспетчером.
3. Пример реальной аварии на границе между ЛПУ МГ
Рассмотрим реальную аварию, возникшую на границе между ЛПУ. В этом случае подсистема выявления утечек сообщила бы только информацию о нахождении утечки в районе последнего линейного крана на нитке, поскольку карта ММГ не определена далее границ ЛПУ. Подобная ситуация с разрывом на границе между ЛПУ произошла на одном из участков ММГ.
Участок ЛПУ МГ, приведенный на рисунке 4, обслуживаются системами телемеханики УНК ТМ, разработки филиала РФЯЦ-ВНИИЭФ «НИИИС им. Ю.Е. Седакова». На рисунке 4 стрелкой обозначено место утечки. Нитка МГ, на которой произошла утечка, стояла в резерве (давление по всей нитке одинаково) и была закрыта на охранной площадке КС1. На охранной площадке КС2 была открыта перемычка между нитками. Работал только компрессорный цех (КЦ) на первой нитке.
36 минут потребовалось для локализации данной аварии.
При этом потеря давления газа на нитке 1 на участке МГ длиной более 120 км составила 9 кг/см2, что привело к потере более 2 млн. м3 газа без учета газа потерянного из нитки 2.
При этом потеря давления газа на нитке 1 на участке МГ длиной более 120 км составила 9 кг/см2, что привело к потере более 2 млн. м3 газа без учета газа потерянного из нитки 2.
В 2ч 17м на участке между КП 101 одного ЛПУ и КП 203 другого ЛПУ произошло неполное раскрытие МГ без возгорания в виде трещины на стыке труб.
Информация в виде волны давления размером 0,2 кг/см2 прошла по всем КП телемеханики на данном участке. Диспетчерские службы обоих ЛПУ не приняли во внимание данное событие. Падение давления составило более 0,5 кг/см2.
В 2ч 29м произошло повторное неполное раскрытие места утечки с возгоранием и отобразилось на обоих ПУ в виде аварийных сигналов.
В 2ч 38м диспетчерская служба КС2 перевела КЦ1 на «кольцо».
В 2ч 42м диспетчерская служба КС2 закрыла охранную перемычку между МГ.
В 2ч 45м диспетчерская служба КС2 закрыла линейный кран на КП101.
В 2ч 51м диспетчерская служба КС1 закрыла линейный кран на КП301 и локализовала участок МГ длиной более 80 км.
В 2ч 53м диспетчерская служба КС1 закрыла линейный кран на КП203 и локализовала участок МГ длиной 10 км.
Информация в виде волны давления размером 0,2 кг/см2 прошла по всем КП телемеханики на данном участке. Диспетчерские службы обоих ЛПУ не приняли во внимание данное событие. Падение давления составило более 0,5 кг/см2.
В 2ч 29м произошло повторное неполное раскрытие места утечки с возгоранием и отобразилось на обоих ПУ в виде аварийных сигналов.
В 2ч 38м диспетчерская служба КС2 перевела КЦ1 на «кольцо».
В 2ч 42м диспетчерская служба КС2 закрыла охранную перемычку между МГ.
В 2ч 45м диспетчерская служба КС2 закрыла линейный кран на КП101.
В 2ч 51м диспетчерская служба КС1 закрыла линейный кран на КП301 и локализовала участок МГ длиной более 80 км.
В 2ч 53м диспетчерская служба КС1 закрыла линейный кран на КП203 и локализовала участок МГ длиной 10 км.
Рассмотрим, что привело к неверным действиям ДС при локализации аварии и какие недостатки систем телемеханики желательно устранить.
При анализе суточных протоколов УНК ТМ было выявлено:
- ДС КС1 установила на КП 301, 201, 202, 203 для датчиков давления уставки предупредительной и аварийной сигнализации 25-75 кг/см2, что привело к отсутствию своевременного срабатывания сигнала тревоги, что в дальнейшем и привело к неверному определению места аварии;
- установленные службой телемеханики КС1 уставки передачи на ПУ аварийной информации об изменении давления газа размером ±1 кг/см2, не позволили определить наличие аварийной ситуации на раннем этапе.
При анализе суточных протоколов УНК ТМ было выявлено:
- ДС КС1 установила на КП 301, 201, 202, 203 для датчиков давления уставки предупредительной и аварийной сигнализации 25-75 кг/см2, что привело к отсутствию своевременного срабатывания сигнала тревоги, что в дальнейшем и привело к неверному определению места аварии;
- установленные службой телемеханики КС1 уставки передачи на ПУ аварийной информации об изменении давления газа размером ±1 кг/см2, не позволили определить наличие аварийной ситуации на раннем этапе.
Так какие же проблемы и недостатки выявила данная авария, кроме недостатков перечисленных выше:
- несогласованность действий диспетчерских служб при локализации утечек на границах ЛПУ. Каждая из служб имела основания считать, что разрыв произошел не на их участке;
- отсутствие возможности определить точное место возникновения утечки при разрыве между ЛПУ даже системой обнаружения утечек.
Таким образом, наиболее оптимальным решением для точного определения места утечки в данном случае была бы организация дополнительного канала связи между соседними КП двух ЛПУ с возможностью быстрой передачи информации о состоянии их кранов и об обнаружении волн давления. Именно наличие данной информации позволяет подсистеме обнаружения нештатных событий точно определить место расположения аварии и принадлежность ее к зоне ответственности конкретного ЛПУ.
Показана необходимость определения волн давления, а также организация информационного обмена между системами телемеханики соседних участков магистрального газопровода для использования в подсистеме определения нештатных событий.
Дополнение подсистемы обнаружения нештатных событий алгоритмами выявления волн давления газа при разрыве магистрального газопровода и прогнозирования состояния компрессорного цеха, а также оперативной связью между соседними контролируемыми пунктами разных линейных производственных управлений позволяет на базе системы линейной телемеханики создать полноценную систему обнаружения утечек с точностью до километра.
1. Евсеев С.В. Проблема определения места утечки на многониточном магистральном газопроводе штатными средствами линейной телемеханики // Экспозиция Нефть Газ. 2019. №6(73). С. 70–72.
2. Александров Д.В. Методы и модели поддержки принятия решений в нештатных ситуациях при эксплуатации магистральных трубопроводных сетей. М.: Финансы и статистика. 2013. 102 с.
2. Александров Д.В. Методы и модели поддержки принятия решений в нештатных ситуациях при эксплуатации магистральных трубопроводных сетей. М.: Финансы и статистика. 2013. 102 с.
Евсеев Сергей Владимирович, начальник научно-исследовательского отдела программно-технических комплексов и систем управления объектами ТЭК.
ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ» ФИЛИАЛ Федерального государственного унитарного предприятия «РОССИЙСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ЯДЕРНЫЙ ЦЕНТР – Всероссийский научно-исследовательский институт экспериментальной физики» «НАУЧНО ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ им. Ю.Е. Седакова».
telemeh@niiis.nnov.ru
ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ» ФИЛИАЛ Федерального государственного унитарного предприятия «РОССИЙСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ЯДЕРНЫЙ ЦЕНТР – Всероссийский научно-исследовательский институт экспериментальной физики» «НАУЧНО ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ им. Ю.Е. Седакова».
telemeh@niiis.nnov.ru
В работе представлен алгоритм определения перепадов давления на контролируемом пункте телемеханики, показан способ формирования единой информационной карты многониточного магистрального газопровода, рассмотрен пример реальной аварии и сделан вывод о необходимости информационного взаимодействия между системами линейной телемеханики соседних участков магистрального газопровода.
Телемеханика, система обнаружения утечек, ликвидация аварии
Евсеев С. В. Решение задач раннего обнаружения нештатных событий на линейной части многониточного магистрального газопровода средствами системы линейной телемеханики // Экспозиция Нефть Газ. 2020. №4. С. 28–32. DOI:10.24411/2076-6785-2020-10089
12.03.2020
УДК 65.011.56
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10089
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10089
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33