Диссертация (Беспроводная сенсорная телекоммуникационная система контроля утечек метана из магистралей газотранспортной сети), страница 3

Описан метод обнаружения утек метана в газоанализаторе,основанныйнаматематическоймоделидиффузионногорассеваниягазообразных примесей в атмосфере, позволивший рассчитать концентрациигазов в вертикальном и горизонтальном сечение облака метана, а также поляконцентраций, создаваемые точечными источниками выбросов из труб.

Приэтом учет таких метеорологических характеристик как роза ветров и розаскоростиветра,атакжетакихэксплуатационныххарактеристиккакподстилающая поверхность, чувствительность датчиков газа, позволилиуточнитьнастадиипроектированияСТСпроцесспозиционированиябеспроводных модулей.

Приведена схема приемо-передающего устройства,состоящегоизуправляющегомикроконтроллера,приемопередатчика,встроенной антенны, флэш-памяти, внешних схем согласования уровней USB,RS232, цифрового порта. Описан способ и метод передачи информации вбеспроводной сенсорной сети.14Разработана структура автономного источника питания, состоящего изаккумулятора, солнечной батареи (ветрогенератора), гибридного регулятора, сприведенной схемой подключения данных устройств, рассчитана системыэлектропитания БМ контроля утечек газа.На основе программного средства «Контроль КАС», была произведенаоценка эксплуатационных возможностей аппаратных средств сенсорнойтелекоммуникационной системы, с существующими аналогами, основнымикритериямисравненияявлялись:техническиеиэксплуатационныехарактеристики, информационные свойства и программное обеспечение,позволившая сделать вывод о высоком уровне новизны решений.Данная СТС КУГ обеспечивает качественное обследование состоянияобъектов МГ за счет: автоматизации поиска утечки газа; точной локализацииместа утечки газа; низкой вероятности появления ложных дефектов (утечек);обнаружения и идентификации объектов МГ, на которых образуются дефекты, атакже позволяет оценить и прогнозировать техническое состояние газопровода.Вчетвертойглавеотражено,чтоуправлениесенсорнойтелекоммуникационной системой КУГ осуществляется автоматизированнойсистемой (АС) «Мониторинг», построенной на базе сервис - ориентированныхтехнологий, которые являются наиболее перспективными, за счет реализациимобильных компонентов, повышающих степень интеграции системы с другимиинформационными системами газотранспортной отрасли.

Автоматизированнаясистема имеет модульную архитектуру, настраиваемую под специфичныетребованияпользователя,взаимосвязьосуществляетсяпосредствомиспользования хранилища данных.Ядром системы является хранилище графических и алфавитно-цифровыхданных реализованное посредством специализированной СУБД позволяющейиспользовать систему для проектов любого масштаба, от локальных сетей домагистральных международных газопроводов.15Входной информацией для АС являются: сигналы, текст, цифровыеданные, технические характеристики оборудования, справочники дефектов,электронныекарты,координаты,время,метеоданные,постилающаяповерхность и др.Выходные данные могут быть представлены в виде: таблиц, графиков,отчетов, технических характеристик оборудования, информацией об утечках,электронными картами, координатами, сигналов, времени, розы ветров,прогнозных моделей, оценкам по отказам, управленческих решений и др.Дана характеристика и решаемые функциональные задачи следующихподсистем: «Линейный участок магистрального газопровода», позволяетпросматривать,выбирать,размещатьиструктурироватьвсевидыгеографических и пространственных и любых других данных, связанных сгазопроводом; «Мониторинг СТС», предназначена для объединения различныхданных по обследованию и оценке ТС объектов ГТС, контролю утечек газа,инспекционным проверкам ЛУ МГ и телекоммуникационных средств связи, чтов свою очередь предоставляет возможность с высокой точностью определитьместоположение проблемного участка; «Угроза», объединяет в себе задачи поотслеживанию и управлению информацией об отказах на МГ и оборудованиисенсорной сети, ведущихся или планируемых работах по ремонту и заменеобъектовиоборудованияСТС,возникающимугрозам,чрезвычайныхситуациях, вмешательстве третьих лиц; «Эксперт», предназначена для принятияоперативного решения пользователями и позволяет присваивать различныекатегории утечкам газа из ЛУ МГ, на основе анализа данных полученных приобследовании СТС, для повышения эффективности работы и снижениянагрузки на оператора системы и лица принимающего решения; «Контрольоборудование»,технологическимпозволяетвзаимодействоватьоборудованием,иустановленнымуправлятьнаразличнымгазопроводеииспользуемом в телекоммуникационной системе посредством интеграции со16SCADA – системами газотранспортного предприятия; «Администратор»,выполняет обработку алфавитно-цифровых данных, и предназначена дляработы с административной информацией с осуществлением управленияпользователямисистемы,предоставленияправиназначениемролей,управления документами и отчетами.Приведеноподробное«ПроектированиеСТС»,описаниекотораяреализованнойпозволяетподсистемыавтоматизироватьпроцесспроектирования сенсорной телекоммуникационной системы с учетом влиянияметеорологическихфакторов(розыветров,розыскоростиветра)нараспространение газового облака и типов подстилающих поверхностей дляпринятия решения по оптимальному размещению БМ используемых дляопределения утечек газа из МГ.Отмечается, что основной задачей подсистемы «Оператор СТС» являетсяполучение и представление оперативной информации об обстановке наобъектах ГТС, посредством анализа информации от БМ (в виде наличия утечкигаза), которая в свою очередь регистрируется с помощью датчиков (сенсоров)утечки метана.

При этом данная задача решается посредством: обеспечениястабильной работы беспроводной сенсорной сети; обеспечения mesh-топологиисети;обеспеченияхраненияданныхвБД;обеспеченияоповещенийпользователей об авариях на ЛУ МГ и работоспособности СТС в целом.Инженерная методика функционирования системы мониторинга МГ,представлена в рамках CALS-технологий. Информация в виде сигналов,полученная с различных датчиков и телекоммуникационных устройств,установленныхвдольпреобразовываетсямагистрали,символическинапоступаетосновевсистему,математическогогдеонааппарата,сравнивается с эталонными значениями и на основании правил формированияотказов поступает на выход в виде данных: о текущем состоянии БМ;сигнализации нештатных ситуаций; подробности отказов; история отказов.

По17результатаманализаформируютсяпредложенияодополнительномдиагностировании зарегистрированных утечек газа, которые передаются вцентр управления и принятия решения в режиме реального времени.АС мониторинга ТС ЛУ МГ являются необходимыми для лиц,принимающихрешения,таких,например,какглавныйдиспетчергазотранспортного предприятия или компании по продаже газа. Они облегчаютуправление обширными газотранспортными сетями в условиях недостаточнополной информации о них. При этом в большинстве случаев, наряду сколичественной информацией, получаемой от различных датчиков, систем,устройств, присутствует также вербальная информация, что не позволяетиспользовать обычные диагностические системы.В заключении перечислены основные научные результаты и выводы,полученные в диссертационной работе.В приложении диссертации приведены акты внедрения результатовработы, свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.18Глава 1.

АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ И ПОСТАНОВКА ПРОБЛЕМЫИССЛЕДОВАНИЯВ главе приведен анализ особенностей линейных участков магистральныхгазопроводов и состояния газотранспортной системы России. Приведенаклассификация дефектов и тех повреждений, которые могут возникнуть приэксплуатациигазотранспортныхобъектов,причиныихвозникновения.Приведен анализ существующих методов диагностирования техническогосостояния магистралей, а также средств измерений используемых для анализаутечекприродногогаза.Даетсяанализвозможностейсовременныхтелекоммуникационных систем, в частности беспроводных сенсорных сетей, васпекте создания на их основе сенсорной телекоммуникационной системыконтроля утечек газа и мониторинга структуры МГ.

Сформулированы задачи,решаемые в работе.1.1. Место и роль линейных участков в газотранспортной системеНефтегазовая отрасль России составляет порядка 20% поступлений вфедеральный бюджет, доля природного газа при этом составляет 50%,оценочные запасы более 3 трлн. куб.

м, потенциальные ресурсы достигаютпорядка 8 трлн.куб.м. Крупнейшая газовая компания России - ОАО «Газпром»,которая располагает лицензией на разработку месторождений, (запасыприродного газа порядка 70%, это составляет 19,4% от всего добываемого вмире природного газа) [18,55,61,68,79]. Основная задача ОАО «Газпром» максимально эффективно обеспечивать газоснабжение потребителей РФ, атакже выполнение контрактов по поставкам газа на экспорт [76,79].Газ перекачивается по 1, 2, 3-х ниточным магистральным газопроводам(МГ), посредством компрессорных станций (КС), которые объединены в19крупнейшую Единую систему газоснабжения (ЕСГ) Российской Федерации,представляющую собой технологический комплекс, включающий в себяместорождения, предприятия переработки и транспортировки природного газа.В состав МГ входят объекты, представленные на рисунке 1.1, а также объекты:связи, системы электрозащиты, вспомогательных сооружений, ремонтноэксплуатационных служб, административных и жилищно-бытовых сооружений.Магистральный газопроводГоловныесооружения (ГС)Линейныесооружения (ЛС)Станцииохлаждения газа (СОГ)Компрессорныестанции (КС)Пункты измерениярасхода газа (ПИРГ)Газораспределительныестанции (ГРС)Подзмныехранилища газа (ПХГ)Рисунок 1.1 - Основные объекты МГЛинейные участки (ЛУ) являются основной составляющей МГ ипредставляет собой непрерывную нить, сваренных друг с другом отдельныхтруб или секций, уложенных в траншею.

Длина ЛУ из районов добычиприродного газа в районы его потребления может составлять от 100 донескольких 1000 км, а диаметр трубы варьируется от 150 до 1420 мм.Протяженность всех ЛУ и отводов (или весь МГ), входящих в ЕСГ РФ, сегоднясоставляет более 171,0 тыс.км, при этом газопроводы диаметром 1020, 1220 и1420 миллиметров составляют более 62% [60,76,86].Линейные участки МГ, как и вся техносфера, являются стареющими,основные из них были введены в эксплуатацию в 1960–1980-х гг., сегодняпорядка 35 % МГ отработали более 33 лет, номинальный срок службы.Проведенный анализ технического состояния (ТС) ЛУ МГ ОАО«Газпром» представлен на рисунке 1.2, где условно изображена труба, в торцекоторой (по часовой стрелке) изображены различные толщины труб, начиная сучастка синего цвета, трубы находящиеся в эксплуатации 10 лет и менее (всего20– 14,56% и общая длина 24,9 т.км).