ОПЕРАТИВНАЯ КОРРЕКТИРОВКА ПОКАЗАНИЙ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ НА МАГИСТРАЛЬНОМ ГАЗОПРОВОДЕ ПО ЗАМЕРАМ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ

АВТОМАТИЗАЦИЯ

УДК 006.91:622.691.4

М.Г. Сухарев1,2, e-mail: mgsukharev@mai1.ru; К.О. Косова21, e-mail: kseniya_kosova@mai1.ru

Оперативная корректировка показаний измерительных приборов на магистральном газопроводе по замерам режимных параметров

Диагностика по параметрам режима является эффективным способом оценки технического состояния оборудования, как правило, не требующим значительных капиталовложений, однако пока она не заняла подобающего места при эксплуатации объектов Единой системы газоснабжения. В статье предложена методика оперативной корректировки измерительных приборов в системах магистрального транспорта газа. Методика иллюстрируется на примере двухниточного коридора магистральных газопроводов, оснащенного современной измерительной аппаратурой. В ходе исследования были использованы текущие замеры штатных измерительных устройств, изучены графики изменения давления на всех замерных узлах коридора. Доказано, что по крайней мере некоторые измерения содержат систематические ошибки. Для их оценки предложена процедура, сводящаяся к минимизации функции нескольких переменных при наличии ограничений. Разработан алгоритм замеров, создана соответствующая программа обработки. Проведены расчеты, выявившие хорошую сходимость результатов моделирования и фактических данных. Таким образом, с помощью вычислительного эксперимента доказана работоспособность методики, которая без применения дополнительного диагностического оборудования и проведения специальных испытаний позволяет оценивать систематические ошибки приборов в процессе их эксплуатации. Предлагаемый алгоритм не накладывает ограничений на конфигурацию газотранспортной системы и может быть применен при стационарных и нестационарных режимах течения газа. Эффективность методики обеспечивается учетом всей совокупности режимно взаимосвязанных замеров параметров газового потока. Обработаны и сопоставлены результаты манометрической съемки за два промежутка времени, отстоящих друг от друга на год. Динамика систематических ошибок приборов, зафиксированная за этот период, позволяет оценить изменения технического состояния метрологического обеспечения газотранспортного предприятия. Предложенные в работе идеи и методы не являются узко ориентированными на магистральный газопровод и могут быть применены для других объектов газовой отрасли.

M.G. Sukharev1-2, e-mail: mgsukharev@mai1.ru; K.O. Kosova2,1, e-mail: kseniya_kosova@mai1.ru

On-Line Data Adjustment of Meters in Trunk Gas Lines by Measurements of Operation Mode Parameters

Diagnostics by operation mode parameters is an effective method to assess equipment performance which, generally, does not require considerable investments, though still has not found its own level in maintenance of Unified gas transmission system units. The article suggests the efficient adjustment procedure for meters in main gas transport systems. The procedure is illustrated by the example of a twin gas main passage equipped with the latest instrumentation. The investigation used current measurements of regular instrumentation, studied pressure curves of all passage monitors. It was proved that at least several measurements contain systematic errors. To estimate them a procedure was suggested to minimize the functions of some variables in the presence of limitations. The metering algorithm was developed and the relevant error-handling routine created. Computations were carried out showing good model and actual data convergence. Thus, by the computing experiment the procedure efficiency was proved which requires no additional diagnostic devices

AUTOMATION

and special tests to estimate systematic errors of instrumentation in the process of their operation. The algorithm proposed does not limit gas transport system configuration and can be applied both in stationary and unstable flow conditions of gas. The procedure efficiency is ensured by taking into account the whole set of operation-interrelated measurements of gas flow parameters. Processed and compared were the manometric survey data taken within the two a year distant periods. Dynamics of constant instrumentation errors fixed within this period allows to assess any changes in metrological equipment performance of a gas-transport company. The application of concepts and methods proposed are not limited to trunk gas lines and can be spread to other gas units.

В статье изложена методика, позволяющая в оперативном режиме корректировать показания измерительных приборов на объекте Единой системы газоснабжения (ЕСГ). Тем самым повышается уровень, во-первых, технического состояния метрологического хозяйства производственного объекта и, во-вторых, достоверности исходных данных, что является обязательным условием адекватного моделирования трубопроводных систем. Ошибки в исходных данных приводят к некорректным результатам расчетов, что, в свою очередь, может быть причиной неверных или нерациональных управленческих решений при эксплуатации производственного объекта. Одним из источников недостоверной информации являются ошибки при измерении параметров технологического режима. Для повышения качества замеров режимных параметров осуществляются поверка и калибровка измерительных приборов. Разработаны регламенты этих процедур, которые являются неотъемлемой частью технического обслуживания производственных объектов газовой отрасли. Как правило, регламентированные процедуры метрологического обслуживания предусматривают проведение специальных испытаний, в рамках которых используются образцовые измерительные приборы. Зачастую для испытаний необходима длительная подготовка, предполагающая установку дополнительного оборудования. В то же время качественное улучшение метрологической базы открывает новые возможности, которые могут быть реализованы без значительных трудозатрат.

На современном уровне информатизации, как будет показано в статье на конкретном примере, традиционный порядок поддержания уровня метрологического обеспечения производственных объектов может быть дополнен мероприятиями, входящими в сферу диагностики по режимным параметрам. Данный вид диагностики весьма эффективен для оценки технического состояния оборудования и, как правило, не требует значительных капиталовложений. Несмотря на это, диагностика по режимным параметрам пока не заняла подобающего места при эксплуатации объектов ЕСГ. Чтобы в какой-то мере исправить это упущение, в статье приводятся рекомендации, в соответствии с которыми диагностика по режимным параметрам применяется не к мониторингу технического состояния основного технологического оборудования и не к распознаванию опасных состояний объекта, а к корректировке показаний измерительных приборов. На взгляд авторов статьи, публикационная активность в области диагностики по режимным параметрам недостаточна. Фактически обходится стороной этот вопрос в монографии [1], посвященной диагностике и надежности трубопроводных систем. Близкие к диагностике по режимным параметрам идеи используются в эконометрике [2, 3], биологии и других науках, однако специфика проблем не позволяет переносить использованные в этих научных областях методы на технологические объекты газовой отрасли. Некоторые традиционные подходы к распознаванию аварийных и опасных ситуаций изложены в работах [1, 4], однако, хотя формально их можно отнести к диагностике по режимным параметрам, используемый в них аппарат далек от методов, развиваемых авторами статьи. Таким образом, в статье предложен метод обработки данных, позволяющий проанализировать совокупность взаимосвязанных замеров режимных параметров и по этой совокупности сделать вывод о степени согласованности замеров. Для случая совокупности замеров давления на участке магистрального газопровода сформулирован критерий «мера согласованности замеров», разработана математическая модель, сводящаяся к задаче математического программирования, составлен алгоритм, реализованный в программе. Проведенные расчеты позволили оценить систематические ошибки манометров, установленных на участке газотранспортной системы (ГТС), и скорректировать их показания. В качестве исходных данных используются показания совокупности штатных манометров без нарушения производственного процесса.

Для оценки систематических ошибок применяются известные в теории гидравлических цепей процедуры параметрического оценивания [5]. Однако учет специфики управляемого объекта

Для цитирования (for citation):

Сухарев М.Г., Косова К.О. Оперативная корректировка показаний измерительных приборов на магистральном газопроводе по замерам режимных параметров // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 9. С. 14-23.

Sukharev M.G., Kosova К.О. On-Line Data Adjustment of Meters in Trunk Gas Lines by Measurements of Operation Mode Parameters. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 9, P. 14-23. (In Russ.)

АВТОМАТИЗАЦИЯ

КС 1 Compressor station 1

Compressor department 1

Compressor department 2

Нитка I Pipe string I

-T-H£,= 26

L,= 29,2

L,= 25,3 i

—-&-»>•

Lr H,3 i L = 24,6

£,= 17,3 | £,= 12,4

Нитка II Pipe string II

КС 2 Compressor station 2

Compressor partment 1

Compressor department 2

Рис. 1. Принципиальная схема участка двухниточного коридора магистральных газопроводов. Длины секций L. (i = 1, ..., 8), км. Зеленые перемычки открыты, серые закрыты

Fig. 1. Basic diagram of a twin main gas passage section. Lengths of sections L. (i = 1, ..., 8), km. Green webs are open, grey - closed

и его измерительного комплекса позволяет в конкретных случаях предложить более эффективные вычислительные процедуры, чем те, которые пригодны для более широкого круга приложений. Применительно к электроэнергетическим системам они нашли отражение в работах [5-6].

Методика будет продемонстрирована на примере ГТС, но тот же подход может быть применен к другим производственным объектам газовой отрасли, а также к трубопроводным системам другого функционального назначения (нефте-, водо- и теплоснабжения).

ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ

Показания манометров, особенно их изменения непосредственно используются в процессе оперативного управления ГТС. Резкое падение давления может быть следствием разрыва трубы, существенной утечки газа из-за сквозной трещины или свища, но может возникнуть и при выходе из строя измерительного прибора. Однако эта причина отпадает, если о нарушении целостности свидетельствуют также синхронные изменения показаний соседних манометров. Для идентификации факта нарушения целостности трубы важна лишь динамика замеров давления. В то же время по ряду причин существенный интерес представляют абсолютные значения давления. Газопроводы являются потенциально опасными промышленными объектами, и превышение разрешенного давления при эксплуатации газопровода может привести к катастрофическим последствиям. Кроме того, замеры режимных параметров служат первоосновой для идентификации коэффициентов моделей, описывающих процессы течения газа. Следовательно, поверка измерительной аппаратуры является необходимым условием адекватности моделирования режимов течения, без чего невозможно функционирование автоматизированных систем управления газотранспортными предприятиями. Определение систематической ошибки приборов в целях корректировки их показаний следует рассматривать как одну из задач теории гидравлических цепей. Авторы данной статьи не ставили перед собой задачу максимально охватить возможные приложения, но стремились продемонстрировать в целом методику, которую можно применять и к другим метрологическим проблемам.

В качестве объекта исследования выбран фрагмент двухниточного технического коридора магистральных газопроводов. Были исследованы две совокупности записей, переданных по системам телемеханики с замерных пунктов в центр управления ГТС. Одна из совокупностей содержит параметры режимов эксплуатации ГТС летом 2016 г. [7] (интервал наблюдения Т^ « 10 сут) на двухниточном участке, принципиальная схема которого представлена на рис. 1. Длина трассы - 176,9 км, пунктов замера - 9, для их нумерации используется индекс 1 ( = 1, ..., 9) (рис. 1). Пункты замера разбивают участок на 8 трубопроводных секций, каждой из которых присваивается номер начального (по направлению течения) пункта 1 = 1, ..., 8. Нитки работают изолированно, открыты лишь перемычки в начале и конце участка, все перемычки по трассе закрыты. Манометры и термометры расположены у каждой перемычки. Расход измеряется в конце трубопровода, на входе компрессорной стации (КС) 2. Другая совокупность относится к 2017 г. (интервал наблюдения Т™* « 29 ч). Соответствующие семейства кривых давления представлены на рис. 2,3 (2016 г.) и 4, 5 (2017 г.). На рис. 2 и 4 изображены функции р1.(£), 1 = 1, ..., 9 по нитке I, на рис. 3 и 5 - функции 1 = 1, ..., 9 по нитке II. Для удобства изложения принадлежность функций рЩ, 1 = 1, ..., 9 к интервалу наблюдения Т^ показана подстрочным индексом 1, принадлежность функций р^), 1 = 1, ..., 9 к интервалу наблюдения 72ет& - подстрочным индексом 2. Как показал анализ, изменения температуры оказывают на результаты расчета существенно меньшее влияние, чем изменения давления, поэтому сведения о температурном режиме здесь опускаются.

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СИСТЕМЫ

Для описания взаимозависимости между параметрами газового потока использовалась модель стационарного квазиизотермического течения. Рассматриваемый участок - горизонтальный, поэтому расчетная формула для простого газопровода имеет вид [8]:

р2-р1 = сМ,Т z LD-5q2, (1)

&5 г/ ауег ауег 1 & \\ &

ПРОГРАММНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС

AlFaRegul

ПТК AlfaRegul предназначен как для создания систем управления крупными технологическими объектами с четким разделением по функциональным признакам, так и для распределенных систем управления с каскадным регулированием (DCS)

ЗАДАЧИ, КОТОРЫЕ РЕШАЕТ ПТК ALFAREGUL

Увеличение производительности предприятия —

ускорение процесса принятия решения персоналом

Сокращение сроков выполнения и бюджета проекта —

комплексное решение на базе А1?аНеди1 не требует поиска множества компонентов от различных поставщиков и их стыковки между собой

Надежность и отказоустойчивость многократное резервирование функциональных узлов на всех уровнях ПТК А1{аНеди1

Готовность к изменениям —

возможность менять конфигурацию узлов без остановки работы и потери производительности за счет гибкой архитектуры

ПРЕИМУЩЕСТВА

тегов на один контроллер

контроллеров на один вычислительный узел

АРМ на один вычислительный узел

ООО 100

вычислительных узлов в системе

Резерв и рое ан и е на каждом уровне системы Шина передачи данных на уровне контроллеров построена по структуре «дублированное кольцо» Центральное администрирование всей системы Удаленная настройка и загрузка конфигурации АРМ Поддержка вычислений в режиме исполнения

Поддержка скриптов на JavaScript и Alpha.От

Хранение истории изменений и событий в собственной

высокопроизводительной БДРВ

События и оповещения

Графики и тренды параметров процессов

Поддержка протоколов семейств: ОРС, МЭК, Modbus,

SQL, протоколов заказчика

Премьера ПТК ALFAREGUL —на VIII Петербургском международном газовом форуме 2-5 октября 2018. КВЦ «Зкспофорум», пав. F, стенд £-5

Инженерная компания ООО «Прософт-Системы»

тел.: +7(343) 3-565-111, факс: +7 (343) 3-100-106 info@prosoftsystems.ru

АВТОМАТИЗАЦИЯ

где ps, Pf - значения давления в начале и конце участка, МПа; Д - относительная плотность газа по воздуху; L, D -длина, м, и внутренний диаметр трубопровода, мм;q - коммерческий расход газа, м3/с; z = z(p , T ) - среднее

& aver aver aver& r "

значение коэффициента сжимаемости; p , T - средние интегральные знаaver aver

чения давления, МПа, и температуры, К, газа; c - константа для соблюдения размерности. Множитель к является «подправленным» коэффициентом гидравлического сопротивления. Согласно отраслевому стандарту [9] при турбулентном течении:

. 12КГ

где К - коэффициент шероховатости. Множитель Е называется коэффициентом гидравлической эффективности и вводится в целях адаптации результатов расчетов к фактическим режимам эксплуатации. Тепература Ттег рассчитывается в соответствии с квазиизотермической моделью норматива [9] (формулой Шухова). Формула (1) применима не только к участку в целом, но и к каждой из секций. Для секции / она имеет вид:

Рис. 2. Графики функций р\\(t), i = 1, ..., 9 - замеры давления, МПа, по нитке I на интервале наблюдения Т^6 (нумерация графиков сверху вниз)

Fig. 2. Plotted functions pj,(t), i = 1, ..., 9 - pressure surveys, MPa, in line I in observation interval T°"d (top-down numbering of graphs)

cLK°4 z .

l aver,i averfi

где £ - числовой множитель, который очевидным образом связан с с. Надо иметь в виду, что от номера нитки зависят только величины D и q, разница же величин T , z пренебрежимо мала.

aver aver г г

Можно считать также, что для любого i длины секций по ниткам одинаковы L] = Lf. На всех участках одной нитки наблюдается равенство расходов цг = ... = q8 = q из-за отсутствия попутных отборов по рассматриваемому участку, а также равенство коэффициентов шероховатости K1 = ... = K8 = K из-за того, что все трубы изготовлены по одной технологии. Теперь в распоряжении авторов имеется достаточно средств, чтобы изложить, опуская детали, математическую постановку задачи и основную идею решения, которые в дальнейшем будут уточнены. Результаты замеров рассматриваются как векторная величина

Рис. 3. Графики функций p°(t), i = 1, ..., 9 - замеры давления по нитке II на интервале наблюдения Т^6 (нумерация графиков сверху вниз)

Fig. 3. Plotted functions p°(t), i = 1, ..., 9 - pressure surveys, MPa, in line II in observation interval T*"d (top-down numbering of graphs)

р* = р + Др, представляющая собой сумму истинного, но неизвестного значения давления р и ошибки Др. Если в соотношение (2) для ; = 1, ..., 9 вместо истинных значений давления подставить результаты замеров, получим

оценки коэффициентов эффективности Е* = /(р*). По технологическим причинам истинные значения коэффициентов эффективности целесообразно считать равными Е1 = ... = == ... = £8П. Оценки же коэффициентов гидравлической эф18

№ 9 сентябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

AUTOMATION

Рис. 4. Графики функций p^t), i = 1, ..., 9 - замеры давления по нитке I на интервале наблюдения T%"d (нумерация графиков сверху вниз)

Fig. 4. Plotted functions pj.(t), i = 1, ..., 9 - pressure surveys, MPa, in line I in observation interval T^"d (top-down numbering of graphs)

Рис. 5. Графики функций p"(t), i = 1, ..., 9 - замеры давления по нитке II на интервале наблюдения T%"d (нумерация графиков сверху вниз)

Fig. 5. Plotted functions p"((t), i = 1, ..., 9 - pressure surveys, MPa, in line II in observation interval T°nd (top-down numbering of graphs)

фективности Е* не будут равны между собой и могут существенно отличаться друг от друга. Причину этого авторы видят в наличии систематических ошибок измерения Др. Авторы поставили задачу найти такие поправки Др, при которых

ошибки замеров Др распределены по нормальному закону. Для численного решения используется идея групповой релаксации, известная из теории гидравлических цепей [10].

АНАЛИЗ ЗАМЕРОВ ДАВЛЕНИЯ НА ИНТЕРВАЛЕ НАБЛЮДЕНИЯ Т^

Что касается описания вычислительных процедур, использованных для получения конкретных результатов, то для начала авторами были проанализированы функции р\\(), (,& = 1, ..., 9) (рис. 2-3). Для удобства была введена величина у = Ег2, = 1, ..., 8. В табл. 1

I, , & & &

приведены значения Е, у., , = 1, ..., 8 для нитки I. Эти величины зависят от момента наблюдения Т, результаты расчетов приведены для Т = 166,7 ч. Из таблицы видно, что у8 существенно больше остальных значений у., 1 = 1, ., 7, отличия которых друг от друга менее значимы. Для отношений существенно больше и существенно меньше использованы обозначения », «. Из того, что 78 » Ъ следует (р;/ « (р}_в)2. Из рис. 2 видно, что «расстояние» между графиками функций р\\8(£), р\\() существенно больше «расстояний» между любыми другими парами смежных функций

и Р\\м(), ( 1 = 1.....7). Такая же

ситуация наблюдается и с замерами по нитке II (рис. 3). «Расстояния» между функциями р\\.(Ь) и р[м(Ь) должны быть приблизительно пропорциональны длине секции Е. «Расстояние» между функциями р18(£) и р19(£) больше других «расстояний» р1 ,•(&£) и р1М^) между смежными функциями, несмотря на то что длина секции 8 минимальна = 12,4 км.

В продолжение анализа на рис. 6а отмечены точки (х,, у,(£)), (, = 1, ..., 7), где х. - координата середины секции (расстояние вдоль оси трубы от начала отсчета до середины секции); у. - сред-неинтегральное значение, вычисляемое по формуле:

невязка уравнений будет минимальной (р * - р,)^т1&пДр, где I- множество рассматриваемых компонент вектора р*. Этот критерий является прямым следствием принципа максимального правдоподобия при условии, что

ъ=ЩГът.

Точка (х8, у8(£)) на рисунке не изображена. Несмотря на это, различие в оценках величин у.(£), 1 = 1, ., 7 хорошо заметно. Оценки для разных 1 и попадают в диапазон [0,5; 1,4] для нитки I и [0,5; 1,6]

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 9 September 2018

АВТОМАТИЗАЦИЯ

Таблица 1. Величины £(Г), yt(T), i = 1, ..., 8 для нитки I Table 1. Values E(T), у.(Г), i = 1, ..., 8 for line I

№ секции, i 1 2 3 4 5 6 7 8

Section& number, i

Ei (T) 1,40 0,96 1,0 0,94 0,86 1,14 0,88 0,43

Ti(T) 0,51 1,05 1,0 1,14 1,36 0,77 1,28 5,47

для нитки II. Чем же вызвана такая вариабельность результатов? Физических оснований для объяснения этого эффекта авторы статьи не нашли. Коэффициенты у характеризуют гидравлическую эффективность секций. Местных сопротивлений из-за гидратных пробок, отложений конденсата или шлама в период наблюдения не было. Срок службы трубопровода невелик, расходы газа большие, газ хорошо подготовлен к дальнемутранспорту - в таких условиях эксплуатации местные сопротивления указанного вида не образуются. В случае образования технические службы заметили бы отклонение от нормы и приняли бы меры по его ликвидации. К тому же в среднем по коридору оценки коэффициентов эфективности свидетельствуют о хорошем состоянии линейной части трубопровода. Следует также отвергнуть предположение о влиянии нестационарности процесса на качество оценок. Аккумулирующая способность труб относительно мала и при имеющей место скорости течения практически не сказывается на результатах оценивания. В этом убеждает анализ оценок у. для трех моментов времени [7].

Единственно приемлемой гипотезой о причине возникновения существенной разницы величин у^), 1 = 1, ..., 7 является предположение о наличии систематических ошибок при измерении давления. Авторы обозначили результат измерения надстрочной звездочкой, тогда р*. = р1. + Др., где Др. - систематическая ошибка. Рис. 6а показывает,

что наиболее правдоподобными гипотезами для нитки I будут кр\\ * 0 и Др* * 0 (следует учесть, что если у. > у.+1, то 0,5(р*2 + /»«) > p*¿ i = 1.....7).& При+этом

Р\\* = Pl + Дй Д^ < 0 PZ = Pie +

Др* < 0. Из рис. 6а видно, что больший разброс величин у характерен для нитки II. Естественно считать, что из ряда выбиваются замеры давления в пунктах 1, 3, 4. Кроме того, целесообразно исследовать вариант, когда поправки вводятся ко всем замерам.

ОЦЕНКА СИСТЕМАТИЧЕСКИХ ОШИБОК

В рамках оценки систематических ошибок авторами решены две расчетные задачи: вариант 1 - оценка Др\\, Др&1, Др*1, а также Др1 и Др9, общих для обеих ниток; вариант 2 - оценка Др1, Др*1, Др£ Др£ Др1/, Др*1, Др9. Для решения этих задач был применен алгоритм параметрической идентификации систем газоснабжения [11-13], изначально предназначенный для оценки эмпрических параметров модели ГТС (коэффициентов гидравлической эффективности линейных участков, коэффициентов технического состояния силового оборудования и т. д.). Однако, если в модель идентификации наряду с эмпирическими коэффициентами модели ввести систематические ошибки измерений, вычислительная процедура принципиально не изменится - увеличится только размерность вектора оцениваемых параметров. Авторами была применена процедура параметрической идентификации для

одновременного оценивания коэффициентов гидравлической эффективности £7,Е}\\ 1 = 1, ..., 8, которые исходя из технологических причин целесообразно считать равными Е1 = ... = =Е}1 = ... = £8П, и систематических ошибок измерения. Результаты расчетов представлены в табл. 2.

Расчеты, выполненные с использованием оценок варианта 1, привели к значениям у, показанным пунктиром на рис. 6б. Из рисунка видно, что в варианте 1 учет систематических ошибок привел к улучшению первоначальной ситуации (см. рис. 6а): разброс у уменьшился. Тем не менее изменения у. при переходе от одной секции к другой вряд ли можно считать незначительными. Для нитки I заметно отличается от остальных значение у7. Для нитки II ситуация хуже: довольно резкие изменения имеют место при переходах У4->У5->У6->У7->У8, наблюдается также рост у при переходе от 2-й секции к 4-й. Полученные результаты позволяют выдвинуть гипотезу о наличии (помимо учтенных в варианте 1) систематических ошибок Др* и Др°, Др°, Др°. Введя эти коррективы (вариант 2) в модель идентификации, авторы получили оценки, приведенные в нижней строке табл. 2. Соответствующие им значения у показаны на рис. 6б (сплошные линии - 3 и 4). На рис. 7 представлены функции ¡¿К?) = р*]1 - Др£, 1 = 1, ..., 9. Результаты расчета, представленные в табл. 2, показывают, что абсолютные значения систематических ошибок Др°, Др" Дру Др" являются достаточно существенными. Учет их в модели течения газа позволяет значительно снизить разброс значений у., перейти от ломаных 1,2 (рис. 6б) к ломаным 3,4. Разброс значений у для каждой из ниток в варианте 2 вполне можно объяснить случайными факторами. Поправка замеров р*1} на величину систематиТаблица 2. Оценки систематических ошибок и коэффициентов гидравлической эффективности для периода наблюдений T&"d Table 2. Systematic error estimations and hydraulic efficient factors for observation interval Tfd

Оцениваемые параметры Estimated parameters £?, f?1 Г 7 ÜPj, МПа (MPa) МПа (MPa) МПа (MPa) МПа (MPa) Щ, МПа (MPa) üp¡, МПа (MPa) МПа (MPa) Др£, МПа (MPa) Ap9, МПа (MPa)

Вариант 1 Modification1 1,0016 -0,0873 - -0,0369 0,0452 - -0,0303 - - -0,3475

Вариант 2 Modification2 0,9929 -0,1032 -0,0171 -0,0439 0,0427 -0,0291 -0,0262 0,0283 0,0329 -0,3334

КЛЮЧЕВОЕ СОБЫТИЕ ОТРАСЛИ

в центре внимания, в центре Москвы

МИНПРОМТОРГ .РОССИИ

ШЭШШ _______

^Зж Общество

Российское

АВТОМАТИЗАЦИЯ

У If У к

/ U / м 3 Д

М lsк\\ г и С JL&

а) a) б) b)

Рис. 6. Средние интегральные величины yf:

а) yf, i = 1, ..., 7 до устранения систематических ошибок: 1 - нитка I; 2 - нитка II;

б) у, i = 1, ..., 8 после устранения систематических ошибок: 1, 3 - нитка I; 2, 4 - нитка II; 1, 2 - вариант 1; 3, 4 - вариант 2

Fig. 6. Average integrated quantity :

а) у., i = 1, ..., 7 prior systematic error elimination: 1 - line I; 2 - line II;

б) у, i = 1, ..., 8 post systematic error elimination: 1, 3 - line I; 2, 4 - line II; 1, 2 - version 1; 3, 4 - version 2

Рис. 7. Графики функций pff(t), i = 1, ..., 9 после устранения систематических ошибок (нумерация графиков сверху вниз)

Fig. 7. Plotted functions p"(t), i = 1,..., 9 post systematic error elimination (top-down numbering of graphs)

ческих ошибок Др" позволяет ввести «расстояния» между функциями />"(£•) и Р^ьО в рамки (рис. 7), которые не вызывают возражений и с достаточной для практики точностью оказываются пропорциональными длине секций Lj.

Полученные оценки коэффициентов гидравлической эффективности £*, Е}\\ представленные в табл. 2, подтверждают сделанное предположение о хорошем техническом состоянии линейных участков ГТС.

ОБРАБОТКА ЗАМЕРОВ ДАВЛЕНИЯ НА ИНТЕРВАЛЕ НАБЛЮДЕНИЯ Т?"

Сравнение рис. 2, 3 и 4, 5 показывает, что состояние метрологического оборудования в 2017 г. (2-я серия замеров) существенно отличается от состояния за год до этого, в 2016 г. (1-я серия замеров). «Расстояния» между графиками функций р\\() и р\\() (рис. 4), РЮ и да (рис. 5) теперь незначительно отличаются от «расстояний» между любыми другими парами смежных функций. Теперь предположение, что «расстояния» между функциями рЦр) и р^(£), р" (•) и соразмерны с длиной секции 8, не вызывает возражений. Причиной этого, вероятно, является замена и/или калибровка манометра в узле 9. Что касается замеров давления в остальных узлах системы, то по рис. 4-5 видно, что ситуация улучшилась. Чтобы подтвердить это предположение, авторы провели расчет, применив процедуру параметрической идентификации для оценки величин Е}, Е,п, Дра, Др*1, Др*1, Др*1, Др**, Др*, Др*, Др**, Др9, используя замеры режимных параметров за период времени Т*"*. Результаты расчета представлены в табл. 3. Результаты расчетов показывают, что ГТС, как и прежде, поддерживается в хорошем техническом состоянии - коэффициент гидравлической эффективности равен 1,08. Оценка систематической ошибки Др9 значительно уменьшилась (в 8,5 раз). Также уменьшились по модулю значения Др" и Др*1. Остальные значения систематических ошибок практически не изменились. Отличия наблюдаются в третьем-четвертом знаках после запятой, что не выходит за пределы точности вычислений. Максимальная систематическая ошибка соответствует узлу 1 и, как и прежде, составляет 0,1 МПа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В статье предложена методика диагностики измерительной аппаратуры, основанная на процедуре параметриТаблица 3. Оценки систематических ошибок и коэффициентов гидравлической эффективности для периода наблюдений Т.f1 Table 3. Systematic error estimations and hydraulic efficient factors for observation interval Tf*

£?, Е- Apt, МПа (MPa) Др!,1, МПа (MPa) Др1/, МПа (MPa) Др?, МПа (MPa) Др!.1, МПа (MPa) МПа (MPa) Щ, МПа (MPa) Др1/, МПа (MPa) Др9, МПа (MPa)

AUTOMATION

ческой идентификации и рассчитанная на применение в процессе эксплуатации трубопроводной системы. Идейная сторона методики продемонстрирована на примере двухниточного коридора магистральных газопроводов. Процедура предполагает обработку замеров взаимосвязанных режимных параметров газового потока, полученных с помощью штатных измерительных приборов, и не требует установки дополнительного диагностического оборудования. Численные расчеты подтвердили работоспособность предлагаемой методики при обработке записей реальных телеметрических измерений. Внедрение методики в программные комплексы моделирования трубопроводных систем позволит своевременно обнаруживать систематические ошибки измерений режимных параметров и вносить соответствующие поправки в исходные данные для расчетов. Реализация методики в производственной практике даст возможность идентифицировать факты злоумышленного искажения информации - несанкционированного вмешательства в оперативное управление трубопроводными системами.

References:

of the International Science Workshop "Methodical Research Questions of the Large-Scale Power Systems Reliability", 2016, P. 110-119. (In Russian)

Литература: