RU2170876C2 - Method of check of technical state and control of modes of operation of gas transport complex - Google Patents
Method of check of technical state and control of modes of operation of gas transport complex Download PDFInfo
- Publication number
- RU2170876C2 RU2170876C2 RU2000120302/06A RU2000120302A RU2170876C2 RU 2170876 C2 RU2170876 C2 RU 2170876C2 RU 2000120302/06 A RU2000120302/06 A RU 2000120302/06A RU 2000120302 A RU2000120302 A RU 2000120302A RU 2170876 C2 RU2170876 C2 RU 2170876C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- energy
- efficiency
- gas flow
- flow
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 8
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 4
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 4
- 238000005314 correlation function Methods 0.000 description 3
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области транспортирования газа в трубопроводах и предназначено для определения технического состояния и эффективности работы газотранспортного комплекса, включающего в себя газоперекачивающие агрегаты и трубопроводную магистраль. The invention relates to the field of gas transportation in pipelines and is intended to determine the technical condition and operational efficiency of the gas transportation complex, which includes gas pumping units and a pipeline main.
Известен способ обнаружения неисправностей гидромагистрали путем измерения и сравнения перепадов давлений, причем гидромагистраль разбивают на участки с предварительно определенными номинальными гидравлическими сопротивлениями, измеряют перепады давления каждого по потоку участка магистрали, сравнивают перепады давления с учетом номинальных гидравлических сопротивлений участков и по результатам сравнения судят о неисправности магистрали [1]. There is a known method for detecting hydraulic line failures by measuring and comparing pressure differences, moreover, the hydraulic line is divided into sections with predetermined nominal hydraulic resistances, the pressure drops of each are measured along the flow of the line section, pressure differences are compared taking into account the nominal hydraulic resistance of the sections, and the line failure is judged by comparison [1].
Недостаток этого способа связан с тем, что он позволяет контролировать состояние только трубопроводной магистрали и не дает возможности оценивать эффективность работы всего газотранспортного комплекса. The disadvantage of this method is that it allows you to control the condition of only the pipeline and does not allow to evaluate the efficiency of the entire gas transmission complex.
Известен способ обнаружения утечки в участке напорной сети путем измерения градиентов давления на концах участка, определения изменений градиентов по сравнению с предыдущим циклом измерений и знака взаимной корреляционной функции между этими изменениями, суммирования изменений каждого градиента, начиная с цикла, в котором взаимная корреляционная функция принимает отрицательное значение, и кончая циклом, в котором она принимает нулевое значение, причем градиент давления измеряют на всем участке, запоминают его значение в предыдущем цикле, при изменении знака взаимной корреляционной функции на отрицательный, запомненное значение градиента задерживают до окончания суммирования, после чего делят разность между полученными суммами на значение градиента давления на всем участке и по результату судят об относительной величине утечки [2]. A known method for detecting leaks in a section of a pressure network by measuring pressure gradients at the ends of a section, determining changes in gradients compared to the previous measurement cycle and the sign of the mutual correlation function between these changes, summing the changes in each gradient, starting from a cycle in which the mutual correlation function takes a negative value, and ending with a cycle in which it takes a zero value, and the pressure gradient is measured over the entire section, its value is stored in the previous c When the sign of the mutual correlation function changes to negative, the stored gradient value is delayed until the summation is completed, after which the difference between the resulting amounts is divided by the pressure gradient value over the entire section and the relative leakage is judged by the result [2].
Недостатки этого способа связаны с его ограниченными возможностями, позволяющими обнаруживать только утечки в трубопроводе. The disadvantages of this method are associated with its limited capabilities, allowing to detect only leaks in the pipeline.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по совокупности существенных признаков является способ контроля и регулирования режима работы трубопровода для транспорта жидкости или газа, включающий сбор информации о параметрах транспортной системы, передачу, прием и обработку ее на центральном диспетчерском пункте, запись данных, выработку регулирующего сигнала на исполнительные механизмы управления параметрами транспортируемого продукта, причем в качестве информации о параметрах транспортной системы используют данные контроля за напряженно-деформированным состоянием трубопровода, осуществляемого с помощью термо- и тензометрических датчиков, а в качестве контролируемых параметров используют данные о перемещении стенки трубы и ее температурном состоянии [3]. Closest to the proposed invention in terms of essential features is a method of monitoring and regulating the operating mode of the pipeline for transporting liquid or gas, including collecting information about the parameters of the transport system, transmitting, receiving and processing it at a central control center, recording data, generating a control signal for executive control mechanisms for the parameters of the transported product, and control information stress-deformed state of the pipeline, implemented by means of thermal and strain gauge sensors, and use the data on the movement of the tube wall and its temperature state [3] as the monitored parameters.
Недостатки этого способа связаны с его ограниченными возможностями, не позволяющими определять техническое состояние и эффективность работы газотранспортного комплекса в целом. The disadvantages of this method are associated with its limited capabilities, which do not allow to determine the technical condition and efficiency of the gas transportation complex as a whole.
Технический результат, достигаемый изобретением, - расширение функциональных возможностей способа, позволяющих определять оптимальные режимы работы газотранспортного комплекса и обеспечивать его наивысший КПД. The technical result achieved by the invention is the expansion of the functionality of the method, allowing to determine the optimal modes of operation of the gas transportation complex and ensure its highest efficiency.
Технический результат достигается тем, что в известном способе контроля и регулирования режимов трубопровода, включающем в себя измерение параметров газового потока, передачу измерительной информации и ее обработку на центральном диспетчерском пункте, согласно изобретению в качестве измеряемых параметров газового потока используют давление, расход и температуру, на валу газоперекачивающего агрегата дополнительно измеряют крутящий момент и частоту вращения, по полученным данным вычисляют механическую энергию на валу газоперекачивающего агрегата и кинетическую энергию потока газа в трубопроводе, определяют коэффициент полезного действия газотранспортного комплекса, сравнивают его с номинальным значением, рассчитанным для данного режима работы, и по результатам сравнения судят о техническом состоянии и эффективности работы газотранспортного комплекса. The technical result is achieved by the fact that in the known method of monitoring and regulating the modes of the pipeline, which includes measuring the parameters of the gas stream, transmitting the measurement information and its processing at the central control room, according to the invention, the pressure, flow rate and temperature are used as the measured parameters of the gas stream, the shaft of the gas pumping unit is additionally measured torque and speed, according to the data obtained, the mechanical energy on the gas pumping shaft is calculated guide unit and the kinetic energy of the gas flow, determine the efficiency of the gas transport complex, it is compared with a nominal value calculated for that mode, and by comparing the judge the condition and the efficiency of the gas transportation industry.
Основной задачей газотранспортного комплекса является транспортирование газа в заданном объеме и в заданное время с минимальными затратами. Транспортируемый газ представляет собой материальную среду массой m, которую необходимо перемещать со скоростью v, для чего ей сообщается кинетическая энергия Wk
Обычно транспортируемый газ учитывается в объемных единицах, поэтому масса газа находится по формуле
m = ρ•V,
где ρ - плотность газа;
V - объем транспортируемого газа.The main task of the gas transportation complex is to transport gas in a given volume and at a specified time with minimal cost. The transported gas is a material medium of mass m, which must be moved at a speed v, for which it is given the kinetic energy W k
Typically, the transported gas is taken into account in volume units, so the mass of gas is found by the formula
m = ρ • V,
where ρ is the gas density;
V is the volume of transported gas.
Объем газа вычисляется по показаниям расходомеров, установленных на магистральном газопроводе:
V = Q • t.The gas volume is calculated according to the readings of flow meters installed on the main gas pipeline:
V = Q • t.
Здесь Q - объемный расход, измеренный расходомером;
t - время измерения.Here Q is the volumetric flow rate measured by the flow meter;
t is the measurement time.
Объемный расход связан со скоростью потока газа выражением
Q = S • v
где S - эффективная площадь проходного сечения трубопровода,
v - скорость потока газа.The volumetric flow rate is related to the gas flow rate by the expression
Q = S • v
where S is the effective flow area of the pipeline,
v is the gas flow rate.
Учитывая приведенные выше выражения, получим формулу для кинетической энергии потока газа
Это выражение определяет кинетическую энергию, которой должен обладать поток газа на конечном участке магистрального газопровода, чтобы обеспечить заданный расход газа Q и переместить заданный объем газа V за время t.Given the above expressions, we obtain the formula for the kinetic energy of the gas flow
This expression determines the kinetic energy that a gas stream must have in the final section of the main gas pipeline in order to ensure a given gas flow Q and to move a given gas volume V over time t.
Реальный газ обладает еще и внутренней энергией WB, поэтому полная энергия газа характеризуется его энтальпией:
WЭ = WК + WВ.Real gas also has internal energy W B , therefore, the total energy of the gas is characterized by its enthalpy:
W E = W To + W In .
Задачей газокомпрессорного агрегата является обеспечение потока газа таким исходным количеством энергии, чтобы на конечном участке магистрального газопровода получить требуемую кинетическую энергию газа. The task of the gas compressor unit is to provide the gas flow with such an initial amount of energy so as to obtain the required kinetic energy of the gas in the final section of the main gas pipeline.
Сжатый компрессором газ приобретает потенциальную энергию, характеризуемую тремя параметрами: давлением P, объемом V и температурой t. Эта энергия и представляет собой энтальпию газа WЭ.The gas compressed by the compressor acquires potential energy, characterized by three parameters: pressure P, volume V and temperature t. This energy is the enthalpy of gas W e .
При сжатии газ приобретает высокую температуру, поэтому применяются меры для его охлаждения перед подачей в магистральный трубопровод. Часть энергии газа теряется в виде теплового потока WТ.When compressed, the gas acquires a high temperature, therefore measures are taken to cool it before it is fed into the main pipeline. Part of the energy of the gas is lost in the form of a heat flux W T.
Потенциальная энергия газа преобразуется в кинетическую энергию движения газа. Часть этой энергии тратится на преодоление сил сопротивления движению в виде потока энергии WС. Оставшаяся часть энергии выделяется на конечном участке газопровода в виде кинетической энергии WК и внутренней энергии газа WВ. На основании закона сохранения энергии можно записать
WЭ = WТ + WС + WК + WВ.The potential energy of the gas is converted into kinetic energy of gas movement. Part of this energy is expended in overcoming the movement resistance forces as energy flux W C. The rest of the energy released in the final section of the pipeline in the form of kinetic energy W To and the internal energy of the gas W In . Based on the law of conservation of energy, we can write
W e = W T + W C + W + W K V.
Полезной является энергия движения газа WК.Useful is the energy of the gas motion W To .
К компрессору от двигателя подводится механическая энергия, определяемая выражением
WM = M•ω•tв = M•2πN•t,
где М - крутящий момент на валу компрессора;
ω - угловая скорость вращения;
t - время вращения;
N - частота вращения вала.The mechanical energy determined by the expression
W M = M • ω • t in = M • 2πN • t,
where M is the torque on the compressor shaft;
ω is the angular velocity of rotation;
t is the rotation time;
N is the shaft speed.
Эффективность работы газотранспортного комплекса, включающего в себя газокомпрессорный агрегат и магистральный трубопровод, характеризуется коэффициентом полезного действия, определяемого формулой
Коэффициент К учитывает потери энергии в компрессоре, связанные с рассеянием тепловой энергии, преодолением сил трения, с механическими потерями.The efficiency of the gas transportation complex, which includes a gas compressor unit and a main pipeline, is characterized by a coefficient of performance determined by the formula
Coefficient K takes into account the energy losses in the compressor associated with the dissipation of thermal energy, overcoming friction forces, and mechanical losses.
Эффективным с энергетической точки зрения является такой режим работы газотранспортного комплекса, при котором коэффициент К достигает максимума. Effective from an energy point of view is such a mode of operation of the gas transportation complex, in which the coefficient K reaches a maximum.
Учитывая, что плотность газа рассчитывается по формуле
где P - давление газа;
R - газовая постоянная;
Т - температура газа,
для определения кинетической энергии потока газа достаточно измерять три его параметра: давление, расход и температуру.Given that the gas density is calculated by the formula
where P is the gas pressure;
R is the gas constant;
T is the temperature of the gas,
To determine the kinetic energy of a gas stream, it is enough to measure its three parameters: pressure, flow rate and temperature.
Предложенный способ определения состояния и эффективности работы газотранспортного комплекса осуществляется следующим образом. The proposed method for determining the state and effectiveness of the gas transportation complex is as follows.
Для заданных режимов работы газотранспортного комплекса рассчитывают номинальные значения коэффициентов полезного действия:
где WКН - номинальное значение кинетической энергии потока газа в трубопроводе;
WМН - номинальное значение механической энергии, подводимой к компрессору.For the given operating modes of the gas transportation complex, the nominal values of the efficiency factors are calculated:
where W KN is the nominal value of the kinetic energy of the gas flow in the pipeline;
W MN - the nominal value of the mechanical energy supplied to the compressor.
Значения КН заносятся в блок памяти компьютера центрального диспетчерского пункта.The values of K N are recorded in the memory block of the computer of the central control room.
В процессе работы газотранспортного комплекса периодически измеряют параметры газового потока: давление P, расход Q и температуру T, а на валу газоперекачивающего агрегата измеряют крутящий момент M и частоту вращения N. Полученные данные передают в центральный диспетчерский пункт, где вычисляют механическую энергию на валу газоперекачивающего агрегата и кинетическую энергию потока газа в трубопроводе и определяют реальный коэффициент полезного действия газотранспортного комплекса
Полученные значения коэффициента полезного действия К сравнивают с номинальным значением этого коэффициента КH.During the operation of the gas transportation complex, the gas flow parameters are periodically measured: pressure P, flow Q and temperature T, and torque M and speed N are measured on the shaft of the gas pumping unit. The data are transmitted to a central control center, where mechanical energy is calculated on the shaft of the gas pumping unit and kinetic energy of the gas flow in the pipeline and determine the real efficiency of the gas transportation complex
The obtained values of the efficiency K are compared with the nominal value of this coefficient K H.
Эффективным считается такой режим работы газотранспортного комплекса, при котором выполняется условие
K = KH.An effective mode of operation of the gas transportation complex is considered to be under which the condition
K = K H.
При нарушении нормального режима работы компрессора, возникновении аварийных ситуаций или появлении утечек в трубопроводе имеет место неравенство
K < KH.In case of violation of the normal operating mode of the compressor, the occurrence of emergency situations or leakage in the pipeline, the inequality
K <K H.
По степени отклонения К от КH судят о состоянии газотранспортного комплекса.The degree of deviation of K from K H is used to judge the state of the gas transportation complex.
Предложенный способ контроля технического состояния и регулирования режимов работы газотранспортного комплекса по сравнению с существующими способами имеет более широкие функциональные возможности, так как за счет использования имеющейся информации позволяет одновременно контролировать и режим работы газоперекачивающего агрегата, и состояние магистрального трубопровода, а также определять эффективность работы газотранспортного комплекса в целом. The proposed method for monitoring the technical condition and regulation of the operation of the gas transmission complex in comparison with existing methods has wider functional capabilities, since by using the available information it can simultaneously control the operating mode of the gas pumping unit and the state of the main pipeline, as well as determine the efficiency of the gas transportation complex generally.
Источники информации
1. А. с. N 1038693 "Способ обнаружения неисправностей гидромагистрали", МПК (3) F 17 D 5/00, Б.и. N 32, 1983 г.Sources of information
1. A. p. N 1038693 "Method for the detection of hydraulic faults", IPC (3) F 17 D 5/00, B. and. N 32, 1983
2. А. с. N 1176139 "Способ обнаружения утечки в участке напорной сети", МПК (4) F 17 D 5/02, Б.и. N 32, 1985 г. 2. A. p. N 1176139 "Method for detecting leaks in the pressure network section", IPC (4) F 17 D 5/02, B. and. N 32, 1985
3. А. с. N 1839706 "Способ контроля и регулирования режима работы трубопровода для транспорта жидкости или газа", МПК (5) F 17 D 5/00, Б.и. N 48-47, 1993 г. 3. A. p. N 1839706 "Method for monitoring and regulating the operating mode of the pipeline for transporting liquid or gas", IPC (5) F 17 D 5/00, B. and. N 48-47, 1993
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000120302/06A RU2170876C2 (en) | 2000-07-28 | 2000-07-28 | Method of check of technical state and control of modes of operation of gas transport complex |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000120302/06A RU2170876C2 (en) | 2000-07-28 | 2000-07-28 | Method of check of technical state and control of modes of operation of gas transport complex |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2000120302A RU2000120302A (en) | 2000-11-27 |
| RU2170876C2 true RU2170876C2 (en) | 2001-07-20 |
Family
ID=20238607
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000120302/06A RU2170876C2 (en) | 2000-07-28 | 2000-07-28 | Method of check of technical state and control of modes of operation of gas transport complex |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2170876C2 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2256118C2 (en) * | 2002-12-23 | 2005-07-10 | Рудаков Дмитрий Евгеньевич | Power plant for compressor station of gas pipeline |
| RU2271458C1 (en) * | 2004-09-21 | 2006-03-10 | Открытое акционерное общество "Энергомашкорпорация" | Final-stage set of gas-turbine power-generating station |
| RU2331899C2 (en) * | 2003-08-07 | 2008-08-20 | Роузмаунт Инк. | Processing unit with disabling circuit |
| RU2413307C2 (en) * | 2005-03-31 | 2011-02-27 | Роузмаунт Инк. | Verification of process control circuit current |
| RU2568737C1 (en) * | 2014-08-05 | 2015-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" | Method of determination of hydraulic resistance factor of gas gathering line in apcs of gas treatment units of gas condensate fields at far north |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3626646A1 (en) * | 1986-08-06 | 1988-02-18 | Pipetronix Gmbh | DEVICE FOR MEASURING AND NON-DESTRUCTIVE MATERIAL TESTING ON INSTALLED PIPELINES |
| RU2062394C1 (en) * | 1993-06-01 | 1996-06-20 | Акционерное общество "Черногорнефть" | Method of predicting locations of leakages in pipe lines |
| RU2119611C1 (en) * | 1997-02-04 | 1998-09-27 | Тюменский государственный нефтегазовый университет | Method of locating leaks of handled product from main |
-
2000
- 2000-07-28 RU RU2000120302/06A patent/RU2170876C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3626646A1 (en) * | 1986-08-06 | 1988-02-18 | Pipetronix Gmbh | DEVICE FOR MEASURING AND NON-DESTRUCTIVE MATERIAL TESTING ON INSTALLED PIPELINES |
| RU2062394C1 (en) * | 1993-06-01 | 1996-06-20 | Акционерное общество "Черногорнефть" | Method of predicting locations of leakages in pipe lines |
| RU2119611C1 (en) * | 1997-02-04 | 1998-09-27 | Тюменский государственный нефтегазовый университет | Method of locating leaks of handled product from main |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2256118C2 (en) * | 2002-12-23 | 2005-07-10 | Рудаков Дмитрий Евгеньевич | Power plant for compressor station of gas pipeline |
| RU2331899C2 (en) * | 2003-08-07 | 2008-08-20 | Роузмаунт Инк. | Processing unit with disabling circuit |
| RU2271458C1 (en) * | 2004-09-21 | 2006-03-10 | Открытое акционерное общество "Энергомашкорпорация" | Final-stage set of gas-turbine power-generating station |
| RU2413307C2 (en) * | 2005-03-31 | 2011-02-27 | Роузмаунт Инк. | Verification of process control circuit current |
| RU2568737C1 (en) * | 2014-08-05 | 2015-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" | Method of determination of hydraulic resistance factor of gas gathering line in apcs of gas treatment units of gas condensate fields at far north |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10101186B2 (en) | Method and measuring apparatus for determining specific quantities for gas quality | |
| CN105229349B (en) | Advanced valve actuator with real traffic feedback | |
| EP0188911A2 (en) | Method and apparatus for detecting leaks in a gas pipe line | |
| RU2607722C1 (en) | Low-temperature calibration device and method of its application | |
| EP0598720A1 (en) | NON-INTERVENTION FLOW MEASURING SYSTEM. | |
| US7134348B2 (en) | Method for operating a mass flowmeter | |
| CN102095479A (en) | Flowmeters and methods for diagnosis of sensor units | |
| RU2170876C2 (en) | Method of check of technical state and control of modes of operation of gas transport complex | |
| CN113227642A (en) | Method for detecting a leak in a gas network under pressure or vacuum, and gas network | |
| EP0047032B1 (en) | A method for determination of internal pipeline or tubing corrosion | |
| US8423303B2 (en) | Method for real time measurement of mass flow rate of bulk solids | |
| CN118375859A (en) | High-pressure gas leakage monitoring system based on data analysis | |
| Dindorf et al. | Automatic measurement system for determination of leakage flow rate in compressed air pipeline system | |
| Kwestarz et al. | Method for leak detection and location for gas networks | |
| JP7750342B2 (en) | Air bubble detection method and air bubble detection device | |
| JPH07140033A (en) | Pipeline leak detection method | |
| CN203629755U (en) | A quantitative leakage detection apparatus for a pressure system | |
| KR102762469B1 (en) | Vapor pressure and flashing detection device and related method | |
| RU2426080C1 (en) | Method of measuring pressure in fluid transfer pipeline and device to this end | |
| KR100429279B1 (en) | The performance measuring device for hydro-utilities with thermodynamic method | |
| EP0507808B1 (en) | Calibration of pump efficiency meters | |
| JP4862901B2 (en) | Flow measuring device | |
| JPS5940730B2 (en) | Capsule running performance monitoring method | |
| JPS62161035A (en) | Gas pipeline gas leak detection method and device | |
| RU2398157C2 (en) | Method for detection of oil or oil product leaks from pipeline |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040729 |