CC BY
21
УДК 621.646, 681.518.5
Н.А. Федорова
бакалавр И.В. Рудакова к.т.н., доцент А.А. Пешехонов
к.т.н., доцент
кафедра автоматизации процессов химической промышленности Санкт-Петербургский государственный технологический институт
(технический университет) (СПбГТИ(ТУ)) г. Санкт-Петербург, Российская Федерация
ЛОКАЛИЗАЦИЯ НЕШТАТНЫХ СИТУАЦИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДНЫХ ЛИНИЙ
Аннотация
Определены особенности линейного магистрального трубопровода, как территориально распределенного объекта диагностики. Предложена комбинированная стратегия локализации местоположения отказа. В основу алгоритма поиска положена статистическая модель на основе метода главных компонент и модель на базе балансных уравнений.
Ключевые слова
Линейный магистральный газопровод, диагностическая модель, метод главных компонент, контрольная карта Шухарта, балансные уравнения, интенсивность отказов.
Актуальность и постановка задачи
При проектировании автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП) потенциально опасных объектов, в частности, в нефтяной и нефтегазовой промышленности, в состав технического задания обязательно включаются задачи мониторинга и диагностики [1, с.99-130]. В последние годы активно внедряются показавшие свою эффективность системы диагностики, в основном ориентированные на контроль состояния комплекса технических средств. К таким системам относится система «Центр мониторинга и диагностики систем управления производством», успешно интегрированная в АСУТП Московского нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) [2]. В отличие от НПЗ, магистральный газопровод (МГ) - это территориально распределенный объект, который можно представить, как комплекс сложных инженерных сооружений: собственно газопровод, компрессорные станции (КС), установки дополнительной подготовки газа, участки с лупингами, переходы через водные преграды, камеры приема и запуска очистных устройств, газораспределительные станции (ГРС), газоизмерительные станции, станции охлаждения газа изапорная арматура [3, с.51-62]. МГ является потенциально опасным объектом, в котором даже при незначительной утечке газа может возникнуть возгорание, сопровождающееся взрывом, поэтому МГ прокладывают в основном вдали от населенных пунктов, что затрудняет его обслуживание. Результаты обработки статистических данных годовых отчетов по эксплуатации МГ показывают, что основной причиной нарушений в работе является коррозийное воздействие - около 50% случаев [4, с.52]. Стабильный уровень 6-7% при ранжировании местоположения приходится на отказы, вызванные неисправностью запорно-регулирующей арматуры [5, с.118]. Это во многом связано с тем, что в системе управления пневматическими исполнительными механизмами магистральных кранов используют в качестве силового воздействия давление питания импульсного газа, отбираемого из МГ. Кроме визуального и измерительного контроля, который осуществляется методом патрулирования с использованием портативных устройств обнаружения утечек, на практике применяются современные методы неразрушающего контроля:
- радиографический контроль для диагностирования сварных соединений, наплавок и труб МГ большого диаметра, находящихся под давлением, без прекращения транспортировки газа (патент РФ
- ультразвуковая дефектоскопия, основанная на посылке ультразвуковых импульсов, регистрации отражённых эхосигналов и их анализе (патент РФ 1179209А1);
- магнитопорошковый метод обнаружения дефектов типа нарушения сплошности металла, который проводят совместно с другими методами, так как есть вероятность возникновения ложных индикаторных следов [6, с.227-228];
- капиллярный контроль для обнаружения не диагностируемых визуально поверхностных и сквозных дефектов из-за коррозионных процессов в трубопроводах (патент РФ 2263900 С1);
- вибродиагностический метод контроля, например, система «Микроимпульс», разработанная компанией ЗАО «Юггазсервис», посредством которой проводится проверка исправности запорной арматуры на крановых площадках с целью планирования ремонтно-восстановительных работ (патент РФ
- магнитный метод контроля, основанный на эффекте Холла, например, система внутритрубной диагностики (патент РФ 2361198С1).
Практически все используемые методы диагностики элементов МГ реализуются непосредственно ремонтными бригадами, то есть в режиме off-line. Если на станциях всё технологическое оборудование и техническое обеспечение АСУТП располагается компактно на ограниченной территории, и его состояние контролируется обслуживающим персоналом, то на линейных участках с блоками крановых площадок такое оперативное вмешательство осуществить сложно. Правильная локализация поврежденного участка и выявление возможной крановой площадки позволит сократить время на ликвидацию нарушения и снизить риск развития аварии.
Алгоритмическое обеспечение on-Hneсистемы локализации местоположения отказов на МГ.
Для дистанционной оценки состояния территориально удаленных элементов МГ требуется определённого количества измеряемых диагностических показателей. Контролируемые параметры для данного объекта - это давление на входе и выходе крановой площадки, давление в некоторых точках, расход газа и его температура. Ограниченный состав данных, поступающих в SCADA-систему, не позволяет полностью реализовывать процедуру on-line диагностирования с глубокой идентификацией причины. Но для территориально-распределенного объекта при наличии множественных портативных систем неразрушающего, глубокого контроля основным блоком системы on-line диагностики является именно алгоритм локализации местоположения отказа, который в данной работе разбивается на два этапа.
1. Обнаружение факта возникновения нештатной ситуации.
На этом этапе за основу взят подход, предложенный в работе [7, с. 69-71], где базовая диагностическая модель строится на основе статистических данных нормального режима эксплуатации линейного участка МГ, расположенного между соседними КС. Модель формируется посредством линейного метода главных компонент (МГК): X = TPT, где Х [nxp] - матрица данных из n выборок с р переменными, нормированными к нулевому среднему и единичной дисперсии, Р [pxq] - матрица главных компонент, преобразующая матрицу Х в матицу Т; q - число главных компонент, оценивающийся по доле суммы учитываемых моделью МГК собственных чисел ковариационной матрицы по отношению к сумме всех собственных чисел матрицы; Т [qxp] - матрица проекций. Так как статистические данные будут перманентно пополняться с целью обеспечения адекватности МГК-модели реальному объекту диагностирования, необходима проверка достоверности новых данных и их согласованности с существующей выборкой. С этой целью предлагается применить наглядный, легко интерпретируемый метод контрольных карт, а именно карт Шухарта [9, с. 108-113]. На базе центральной линии, заданной
2685052С1);
2382991);
выборочным среднимх и средним размахом R, рассчитываются
верхний иСЬ = х + т ^—контрольные пределы, где S - среднее квадратическое отклонение, т=3
соответствует уровню значимости 0,0027. При выходе данных за границу иСЬ < х() < ЬСЬ, пересчета МГК-модели и порогов статистик не осуществляется.
Вектор текущих предварительно нормированных и центрированных данных измерений хн проецируется в подпространство главных компонент для получения вектора проекций ^ = Р,Гхн и далее, на остаточное подпространство хХ = Pqtн. Обнаружение нарушений можно осуществлять посредством сравнения со значениями порогов С: статистики Хотеллинга Т2 ТН > С-^и Q - статистики: Qн > CQ. [8, с. 5-7]. В качестве примера рассмотрен массив из 24 параметров, каждый из которых удовлетворяет требованию по картам Шухарта. Имитационное моделирование ситуации возникновения разгерметизации на одной из крановых площадок выполнено с помощью линейных функций. Результаты расчета Т2 статистики относительно порогового значений Ст=55 для режима нормальной эксплуатации приведен на рисунке 1а, а для результатов имитационного моделирования нарушения на рисунке 1б. Точка начала развития ситуации 10, и уже на 480 шаге ситуация обнаружена по нарушению взаимокорреляционных связей 24 параметров. В качестве метода для локализации местоположения отказов в работе [7, с. 70] предложено использовать ранжирование параметров по вкладам в Q-статистику и обнаружение места по совокупности параметров, относящихся, например, к одной крановой площадке. Для рассматриваемой ситуации отказ проходит по линии, где измеряются параметры 7, 8, 10, 11, 13 и 14. Однако, по распределению вкладов наибольший из них имеет место у значений давления в точках 10, 20 и 22, где 20 и 22 -точки на параллельной линии.
60 Т2
Т2
500 600 700 X, часы
а
Рисунок 1 - Результаты расчета Т2- статистики
300 400
t, часы
500
Рисунок 2 - Гистограмма вкладов параметров в Q статистику при развитии аварийной нештатной ситуации
б
Поэтому для выбора конкретной точки на магистральной линии предлагается расширить алгоритм, используя дополнительную информацию, собираемую на промежуточных станциях.
2 Локализация местоположения отказа.
Обзор результатов статистических отчетов по состоянию МГ показал, что много информации накапливается по количеству перекаченного потребителю газа, а также по утечкам [10, с. 39-41]. С позиции учета потерь газа магистраль можно разбить на 3 сегмента: транспортный, газораспределительный, потребительский. В узле учета обязательно установлены условно-постоянные нормы. Погрешность работы транспортного узла Уцо можно оценить как:
^но= |УПС-УПТ1 = 0,01(ДС-УС) +
М
Zn
(Дг^)2
(=1
где Упт - объем газа полученный потребителем, Упс - объем газа поданный со стороны поставщика, Дс - относительная погрешность узла учета на станции, %, Ус - объем газа, полученный из системы учета станции, м3; Д; - относительная погрешность, возникающая по лини потребителя ie [1,п] , %; У^-объем газа из системы измерения потребителя м3. Если утечки не связаны с нештатными ситуациями, то они лежат в определенном диапазоне, и связано это, например, с неправильной работой регуляторов системы в режиме отбора импульсного газа, заниженной настройкой предохранительного клапана, вибрацией оборудования. Такой вывод подтверждают статистические данные работы на ГРС, приведённые на рисунке 3 [11, с. 19].
апр.15 июл.15 окт.15 янв.16 май.16
Рисунок 3 - Разбаланс газа на ГРС за период 01.01.2015 - 01.08.2016
Если оценить среднее значение Уно, то для этого узла оно составит 16800 м3, при этом отклонение 0.85 Уно еще будут допустимыми. Выход за этот порог является сигналом о том, что в рамках данного узла присутствует нарушение баланса по газу.
Как выявить, что послужило провалом разбаланса на магистрали, при условии, что система учета не установлена только на распределительных и измерительных станциях. Разработаны схемы учета потерь газа: при проведении ремонтно-восстановительных работ (Урем) [12, с. 36], при проверке на не герметичность оборудования фланцевых соединений (Унег) [12, с. 20, 26], при работе пневматических приводов кранов (Упн) [12, с. 17], при проведении продувки на ремонтируемом участке (Упр) [12, с. 34], при опорожнении линии (Уоп) [12, с. 18-19]. Все эти объемы учитываются при формировании балансных уравнений по газу между точками контроля на МГ:
Укон Унач (Унег + Упн + Урем + Упр + Уоп)
где Укон - объем газа на конечной точке контроля исследуемого участка газопровода, м3; ^ач - объем газа на начальной точке контроля исследуемого участка газопровода, м3. Оценить состояние газопровода можно, определив процентную составляющую потерь газа, не учитываемых расчетными соотношениями:
у = 100
у™„-100
Унач (Унегерм. + Упн + Урем + Упр + Уоп)
Анализ результатов требует привлечение экспертов для установки пороговых значений:
- если 0% < у < 15% , то в газопроводе не происходят лишние выбросы;
- если 15% < у < 30% , то разгерметизация присутствует в системе запорно-регулирующей арматуры и дальнейшая локализация может быть выполнена на основе анализа характеристик надежности арматуры, вызвана отказом запорной арматуры или присутствует «свист трубы»;
- если 30% < у < 100%, то произошел разрыв трубопровода на данном участке магистрального газопровода.
Заключение
Раннее обнаружение нештатной ситуации является одной из основных задач системы мониторинга и диагностики состояния МГ. Своевременное извещение обслуживающего персонала о предполагаемом месте возникновения нарушения не только существенно сократит время ремонтно-восстановительных работ, но позволит снизить вероятность развития аварийной ситуации за счет целенаправленной деятельности ремонтной бригады.
Список использованной литературы:
1. Федоров Ю.Н. Справочник инженера по АСУТП: проектирование и разработка. Учебно-практическое пособие. -Москва-Вологда: Инфра-Инженерия, изд. 2 - Т.1. - 2018. - 448 с
2. ГАЗПРОМ Нефть. - Москва. - URL: https://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/2017-september/1165340/ (дата обращения 20.04.2020). - №144. - Текст: электронный
3. Петров С.В., Бирилло И.Н. Эксплуатация и ремонт оборудования насосных и компрессорных станций: учеб. пособие. - Ухта: УГТУ, 2014. - 115с.
4. Савонин С.В. Анализ основных причин аварий, произошедших на магистральных газопроводах/А.В. Москаленко, А.В. Тюндер, С.Е. Князев, З.А. Арсеньева // Инженерная защита. -2015. -Т. -№6(11). -С. 52-57.
5. Фик А.С., Кунина П.С., Бунякин А.В. Анализ повреждений технологических трубопроводов компрессорных станций// Изд.: издательский дом «Академия естествознания" (Пенза) современные проблемы науки и образования, - 2007. - №4. - с. 118-123.
6. Неразрушающий контроль: Справочник. Магнитопорошковый метод контроля /под общ.ред. В.В. Клюева. - Москва: Машиностроение, - Т.4, - Кн.2, - 2006. -С. 227-566.
7. Моисеев А.С, Рудакова И.В. Мониторинг магистральной газопроводной линии с локализацией местоположения отказа трубопроводной арматуры/ сборник статей междун. науч.-прак. конф. "Технические и технологические основы инновационного развития", Уфа: Аэтерна, 2019, С. 67-71
8. U.Y.Osipenko, L.A.Rusinov. Real time diagnostics of the olefin production process // J. of Chemometrics, 2019.- V.33.- 9p. DOI: 10.1002/cem3118
9. Химмельблау Д. Обнаружение и диагностика неполадок в химических и нефтехимических процессах / Д. Химмельблау. - Ленинград: Химия, 1983. - 378с.
10. Саликов, А.В. Разбаланс в сетях газораспределения / Газ России, - №4. - 2015. - С. 36-41.
11. Тухбатуллин Ф.Г. О причинах разбаланса природного газа в системе газораспределения и методах прогнозирования его величины / Ф.Г. Тухбатуллин, Д.С. Семейченков // Территория нефтегаз. -2017. -№6. -С. 14-20.
12. Саликов, А. Р. Технологические потери природного газа при транспортировке по газопроводам: магистральные газопроводы, наружные газопроводы, внутридомовые газопроводы / А. Р. Саликов -Москва : «Инфра-Инженерия», 2015. - 112 с.
© Федорова Н.А., Рудакова И.В., Пешехонов А.А., 2020
