'

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ ПО ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИМ ПОКАЗАТЕЛЯМ

Понравилась презентация – покажи это...





Слайд 0

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ ПО ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИМ ПОКАЗАТЕЛЯМ


Слайд 1

Структурная схема технологического процесса типовой УПН Жидкость с промысла Нефть 1


Слайд 2

Схема аппарата «Maloney» и существующая СУ 2


Слайд 3

скачкообразный характер изменения расхода подаваемой жидкости, например, при выполнении операций включения/выключения насосов, закрытии задвижек; колебания давлений поступающей жидкости, связанные с процессом ее добычи и перераспределением потоков; изменения вязкости жидкости, связанные с изменением состава, температуры и т.д.; выделение газа из жидкости, приводящее к перераспределению давлений и расходов в трубопроводной системе; наличие отрицательных и положительных обратных связей в аппаратах по давлениям, расходам и температурам, особенно при параллельной их работе; взаимовлияние технологических параметров через расходы и давления; качество парирования системой управления возмущений со стороны сырья; дискретный характер срабатывания противоаварийных защит и блокировок и т.д. Факторы, влияющие на эффективность технологических процессов 3


Слайд 4

Причины, определяющие сложность управления процессами при нескольких параллельно работающих аппаратах «Maloney» (АМ) из-за наличия связей между технологическими параметрами как внутри АМ, так и между АМ через входные (сырьевые) и выходные (газовые) коллекторы образуется многосвязная система управления; идентичность или близость динамических характеристик АСР уровней и давлений обуславливают резонансные явления; исследование динамических свойств одного АМ не дает возможности прогнозировать поведение группы АМ; аппаратная компактность технологического процесса обуславливает большие скорости технологических процессов и высокие требования к качеству динамических характеристик процессов управления; предъявляются достаточно жесткие ограничения по расходу эмульсии в аппараты; имеет место сильная нелинейная взаимосвязь между технологическими параметрами и показателями качества (ПК) продуктов разделения. 4


Слайд 5

Недостатки существующей системы управления Задача автоматического управления по ПК и технико-экономической эффективности системой управления (СУ) решается косвенно, и только для статических режимов. Подсистемы нижнего уровня по поддержанию температур нефтяных слоев, уровней раздела фаз «нефть-вода», давлений в АМ обеспечивают низкое качество процессов управления, т.к. эти системы плохо парируют возмущения по расходу и качеству сырья. Система противоаварийной защиты (ПАЗ) не обеспечивает защиту от таких событий как прогар жаровой трубы, нарушение условий горения топлива и предельных значений параметров топливного коллектора, что предусмотрено правилами взрывопожаробезопасности ПБ 09-540-03. Не предусматриваются операции прогноза и мониторинга, резервирование жизненно важных источников информации о процессе, что приводит к частым аварийным отключениям АМ. 5


Слайд 6

Структура предлагаемой системы управления по ПТЭЭ Р – множество расчетных ПК, Р’ – множество ПК, определенных в оперативном режиме или лабораторным путем, Т – множество ПТЭЭ, UМ , VМ - канал передачи управляющих воздействий на модель и результаты моделирования, Y - множество контролируемых технологических параметров, ZR, ZP и ZМ - корректирующие воздействия на регуляторы (параметров регуляторов), процедуру расчета ПК (коррекция структуры и коэффициентов функций) и модель соответственно, А – адаптер, Ор – оптимизатор, Vlim – ограничения по Y, P и Т. М А R WT WПК WПТЭЭ ZM UM VM Р’ ZR U Y P T переменные внешней среды ZР Внешняя среда 8 Ор Vlim


Слайд 7

Методика идентификации моделей объекта в режиме нормальной эксплуатации Этап 1 - сбор и анализ исходной информации об АТК Этап 2 – расчет структуры и параметров динамических моделей объекта Этап 3 - имитационное моделирование АСР и корректировка параметров моделей объекта Этап 4 – получение аппроксимационных моделей расчета ПК и ПТЭЭ Этап 5 - имитационное моделирование работы АТК, корректировка моделей расчета ПК и ПТЭЭ 9


Слайд 8

Модели концептуального уровня ? – степень открытия входной задвижки АМ, %; Рж – давление жидкости перед входной задвижкой, атм; ?ж – обводненность жидкости, поступающей в АМ; Gдэ – расход деэмульгатора, добавляемого в жидкость на входе; Рг - давление газа в выходной гребенке, атм; tап.зад – заданное значение температуры нефти в АМ, ?С; Рап.зад – заданное значение давления в АМ, атм. Gж, Gн, Gв, Gг - расходы жидкости в АМ, нефти , воды и газа из АМ соответственно, м3/сут; ?н – обводненность нефти на выходе из АМ, %; ?в – загрязненность воды нефтью на выходе из АМ. 11


Слайд 9

Модель топологического уровня установки с четырьмя АМ 12


Слайд 10

Модель АМ топологического уровня 13


Слайд 11

Структура функциональных блоков Здесь: Хвх – вектор входных параметров, U – вектор промежуточных переменных, Yвых – вектор выходных параметров, Fi.дин. – динамическая часть блока, реализованная в виде передаточной функции, например, вида К Т*s + 1 Fi.ст. – статическая часть блока (в общем случае нелинейная) 14 W(s) = e-?s


Слайд 12

Модели статических частей функциональных блоков АМ F1 – определение расхода жидкости в АМ: Gж = F1(?, Рж, Рвх.2, z), где Рвх.2 – давление жидкости после входной задвижки, z – сигнал блокировки по температуре, который генерируется системой ПАЗ для отключения АМ. F2 – функция определения расхода нефти, притекающей в АМ в составе жидкости: Gн.пр = F2(Gж, ?ж). F3 – функция определения расхода воды, притекающей в АМ в составе жидкости: Gв.пр = F2(Gж, ?ж). F4 – блок регуляторов межфазного уровня и уровня нефти в АМ: {Gн, Gв} = F4(Gн.пр, Gв.пр). F5 – функция определения количества выделяющегося газа Gгв от расхода жидкости: Gгв = F5(Gж). F6 – блок регулятора давления в аппарате Рап (давление в АМ регулируется сблосом газа в выходную гребенку): {Рап, Рвх.2, Gг} = F6(Gгв, Рг, Рап.зад). F7 – функция определения температуры в аппарате tап; выходным параметром функции является также сигнал блокировки z на отключение АМ: {tап, z} = F7(Gн, tап.зад}. F8 – расчет обводненности нефти ?н, выходящей из АМ: ?н = F8(tап, Gдэ, Gн, ?ж}. F9 – функция расчета загрязненности воды, выходящей из АМ, ?в от температуры в аппарате tап и расхода жидкости Gж: ?в = F9(tап, Gж}. 16


Слайд 13

Оптимизация характеристик АСР Мероприятия по структурной оптимизации: - Установка дополнительного входного сепаратора-смесителя предварительного сброса газа с системой регулирования переменной структуры. - Объединение газовых объемов всех АМ за счет использования выходного газового коллектора с регулятором давления. - Установка входной задвижки с регулятором расхода в АМ в целях парирования возмущений по расходу жидкости. Мероприятия по параметрической оптимизации: Разнесение рабочих частот регуляторов каждого из АМ при ограничении снизу на интенсивность затухания переходных процессов. Включение корректирующих звеньев. 17


Слайд 14

Структурная оптимизация процесса. Использование сепаратора-смесителя L газ жидкость в аппараты жидкость с промысла Регулятор с изменяющейся структурой LT PT PT – датчик давления LT - уровнемер P L U 18


Слайд 15

Результаты оптимизации АСР. Использование входного сепаратора до установки сепаратора после установки Входные давления, атм Входные давления, атм Давления в аппаратах, атм Давления в аппаратах, атм 19


Слайд 16

Уровни нефти в аппаратах, % Температуры в аппаратах, оС Расходы нефти из аппаратов, м3/сут Уровни нефти в аппаратах, % Температуры в аппаратах, оС Расходы нефти из аппаратов, м3/сут до после 20


Слайд 17

Уровни раздела фаз, % Обводненность нефти, % Загрязненность воды нефтью, г/м3 Уровни раздела фаз, % Обводненность нефти, % Загрязненность воды нефтью, г/м3 до после 21


Слайд 18

Сравнение мероприятий по оптимизации АСР 22


Слайд 19

23


Слайд 20

Оптимизация работы АТК по ПТЭЭ Критерии технико-экономической эффективности в оперативном режиме 1. Технологическая выручка (ТВ) ТВ = Qн*Цн, где, Qн – это расход сепарированной нефти (выход нефти); Цн – технологическая цена сепарированной нефти. Цн = (?эт / ?н)k*Цн.эт Затраты на добычу нефти Здоб = Сж*Qж, где Сж – стоимость добычи жидкости на месторождении. Затраты на деэмульгатор Здэ = Сдэ*Qдэ, где Сдэ – стоимость деэмульгатора; Qдэ – расход деэмульгатора: Qдэ = gдэ*Qн. Затраты на топливо зависят кроме стоимости топлива также от расхода жидкости в АМ и поддерживаемой в АМ температуры. Функция затрат принята в виде Зт = Ст*(K8*Qж + K9*tап + K10*tап2), где Ст – стоимость топлива; K8, K9, K10 – коэффициенты, определяемые по данным о расходах топлива и жидкости. 24


Слайд 21

Затраты на электроэнергию, расходуемую на перекачку отсепариро-ванной нефти и воды: Qэл = Сэл*(K11*Qв + K12*Qн), где Сэл – стоимость электроэнергии; K11, K12 – коэффициенты, определяющие затраты электроэнергии на перекачку воды и товарной нефти соответственно. Тогда суммарные затраты составляют: З = Зпост + Здоб + Здэ + Зт + Зэл. Расход товарной нефти из АМ может быть рассчитан по соотношению где ?ж – обводненность поступающей в АМ жидкости, %. Выход воды из АМ может быть определен по формуле Qв = Qж*?ж – Qн*?н. 2. Технологическая прибыль (ТП) определяется как разница между технологической выручкой и суммарными затратами: ТП = ТВ – З. Результатом выполнения первых двух шагов алгоритма оптимизации является набор коэффициентов Ki аппроксимаций обводненности и затрат. 25


Слайд 22

Процедура оптимизации ПТЭЭ Полученные параметрические модели расчета ПК и ПТЭЭ используются далее для оптимизации процесса. Оптимальное значение технологической прибыли на ограничениях по показателям качества можно определить численными методами, в частности, сканированием области технологических режимов: температуры в АМ и норме деэмульгатора. Предлагается итеративно решать последовательность задач: определяется конечное множество режимов (с заданным шагом дискретизации), для которых выполняются ограничения по ПК Ui={u | G(u) ? Gдоп , u ? Uдоп }, 2) определяется режим, для которого ПТЭЭ оптимален Z* = arg{K(Z) ? opt}, i = 1, 2, …. Ui c остановом процесса оптимизации по заданной точности управлений. 26


Слайд 23

Результаты оптимизации режимов по ПТЭЭ Зависимость технологической выручки от температуры Температура, оС Технологическая выручка, млн. руб. Верхний график – при норме деэмульгатора 35 г/т, нижний – при 23 г/т. 27


Слайд 24

Зависимость технологической прибыли от температуры Технологическая прибыль, млн. руб. Температура, оС Верхний график – при норме деэмульгатора 35 г/т, нижний – при 23 г/т. 28


Слайд 25

ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ Проведен анализ путей построения АСУТП и разработаны принципы оперативного управления процессами подготовки нефти по ПТЭЭ на примере блочной установки подготовки нефти. Показано, что задача оперативного управления может быть решена на основе иерархической двухуровневой автоматической системы управления в классе модельных систем. Разработана методика расчета элементов АСУТП по ПТЭЭ, включающая разработку методов и средств сбора и анализа исходной информации, методику расчета и оптимизации подсистем нижнего уровня, методику разработки и модели расчета показателей качества и ПТЭЭ, методику построения и оптимизации управляющего элемента подсистемы верхнего уровня. Предложен метод улучшения качества подготовки нефти путем изменения технологии (предложено установить входной сепаратор-смеситель). Разработана АСР с изменяющейся структурой, обеспечивающая поддержание заданного технологического режима и обеспечение безопасности. Разработаны методы оценки эффективности предложенных в работе научно-технических решений на основе моделей и методов имитационного моделирования автоматизированных технологических комплексов подготовки нефти. Представлены рекомендации по конфигурированию системы оперативного управления процессами подготовки нефти на аппаратах типа «Maloney» в зависимости от интенсивности возмущений по расходу и обводненности водо-нефтяной эмульсии. 29


×

HTML:





Ссылка: