система автоматизированного управления газопроводом

Формула изобретения

1. 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, отличающаяся тем, что она снабжена устройством регулирования начального давления газопровода, связанным с блоком управления, который снабжен программным модулем для обработки результатов измерений параметров потока и вычислений 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.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что исполнительный механизм устройства для регулирования начального давления представляет собой средство частотного управления оборотами электропривода компрессора или регулятора подачи топлива газотурбинного привода компрессора и/или привод устройства, создающего местное сопротивление.

Описание изобретения к патенту

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Выносная скорость определяется по формуле

где W_г - искомая выносная скорость, м/с;

_г, _ж - плотности газообразной и жидкой фаз на участке газопровода, кг/м³;

D - внутренний диаметр газопровода, м;

g - ускорение свободного падения, м/с².

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.

На основании приведенных в таблице результатов гидравлических расчетов определяется приближенная функциональная зависимость требуемого начального давления от объема газа, подаваемого в газопровод.

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.

В качестве исходных данных для расчета на отрезке [Pr_min, Pr _max] будет задана сетка:

Pr_min=Pr ₀<Pr₁<...<Pr_n=Рr_mах ,

где Pr_min, Рr_mах - соответственно минимально и максимально допустимый объем потока, подаваемый в газопровод.

В узлах Pr_i заданы значения

Pнач_i=f(Pr_i), I=0,..., n

Pкон _i=f(Pr_i), I=0,..., n

где Рнач_i - оптимальное начальное давление газа на входе в газопровод для заданного объема потока Рr_i;

Ркон_i - расчетное давление на выходе из газопровода для заданного объема потока Рr_i и начального давления Рнач_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.

Регулирование работы газопровода осуществляется согласно найденной приближенной функциональной зависимости следующим образом.

Допустим газопровод функционирует с производительностью 1442 млн м ³/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.

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.

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.

Получены следующие результаты: оптимальное начальное давление - 5,4 МПа, потребуется отключение лупинга.

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.

Через определенный промежуток времени в результате анализа текущих параметров газопровода выясняется, объем подаваемого в газопровод газа увеличился до 1400 млн м ³/год.

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.

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.

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.

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.

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.

На чертеже представлена структурная схема автоматизированной системы управления газопроводом.

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.

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.

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.