Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Диспетчерское управление добычей газа (состояние проблемы и постановка задачи исследования) 9
1.1. Характеристика технологического процесса добычи газа
1.2. Анализ фукционироваия системы диспетчерского управления ехнологическим процессом добычи газа 17
1.2.1. Задачи и иерархия системы ОДУ ГДП
1.2.2. Структура АСУ ТП добычи газа и основные характеристики процесса диспетчерского управления
1.3. Тенденции развития систем диспетчерского управления и постановка задачи исследования
1.4. Иерархия целей и задач ОДУ технологическим процессом добычи газа (системные аспекты автоматизации ДУ) 35
1.5. Диалоговая система выбора проектных решений при создании АСДУ добычи газа 48
Выводы по главе 1 49
Глава 2. Математическое обеспечение задач распределения заданной производительности по технологическим объектам газовых месторождений
2.1. Постановка задач рационального распределения объемов добычи газа 51
2.1.1. Постановка задачи распределения заданной производительности между промыслами (УКПГ) 51
2.1.2. Постановка задачи распределения заданной производительности промысла по технологическим объектам 53
2.2. Модели объектов управления 54
2.2.1, Агрегированная модель разработки месторождения 54
2.2.2, Модели технологических объектов газового промысла
2.3. Распределение заданной производительности между УКПГ 61
2.3.1. Распределение планируемой производительности между УКПГ 61
2.3.2. Распределение заданной текущей производительности между УКПГ 70
2.4. Алгоритмы решения задачи распределения производительности между УКПГ в частных случаях 71
2.4.1. Решение задачи при мгновенном вводе скважин и газовом режиме работы пласта 71
2.4.2. Решение задачи при мгновенном вводе скважин и жестком водонапорном режиме работы пласта 73
2.5. Модель распределения заданной производительности промысла по технологическим объектам
2.6. Алгоритмы решения задачи распределения заданной производительности промысла по технологическим объектам
2.6.1. Решение при отсутствии управляющих штуцеров 77
2.6.2. Решение при наличии управляющих штуцеров 80
2.7. Примеры решения задач распределения заданий по добыче газа между УКПГ и кустами скважин 83
2.8. Рекомендации к выбору стратегий управления внутрипромысловой газосборной сетью 87
Выводы по главе 2 88
Глава 3. Алгоритмы автоматизированного диспетчерского управления Заполярным ГНКМ 90
3.1. Алгоритм единого диспетчерского управления (ЕДУ) УКПГ-1С и УКПГ-2С Заполярного ГНКМ 90
3.2. Алгоритмы формирования плановых заданий по добыче (уровни ЦДПиНГДУ) 94
3.3. Алгоритмы ДУ уровня УКПГ 100
3.3.1. Алгоритм распределения производительности УКПГ по технологическим ниткам осушки газа 100
3.3.2. Алгоритм распределения производительности УКПГ по кустам газовых скважин (алгоритм регулирования давления в коллекторе после ЗПА) 103
3.4. Решение смежных задачи нижнего уровня ЕДУ 106
3.4.1. Алгоритм автоматического регулирования подачи ДЭГа (ТЭГа) в абсорберы цехов осушки 106
3.4.2. Алгоритм автоматического распределения подачи метанола в шлейфы ЗПА и на кусты газовых скважин 109
3,5. Реализация структурных решений для АСДУ месторождений Заполярное и Юбилейное 110
3.5.1. Анализ потоков информации в системе ОДУ 111
3.5.2. Рекомендации по структуре, составу и организации программно-технического комплекса диспетчерских и оперативно-производственных служб 116
Выводы по главе 3 124
Заключение 126
Библиографический список 128
Список сокращений 133
- Анализ фукционироваия системы диспетчерского управления ехнологическим процессом добычи газа
- Постановка задачи распределения заданной производительности между промыслами (УКПГ)
- Решение задачи при мгновенном вводе скважин и жестком водонапорном режиме работы пласта
- Алгоритм распределения производительности УКПГ по технологическим ниткам осушки газа
Введение к работе
Магистральным направлением развития АСУ технологическими процессами газовой отрасли является диспетчерское управление, организованное в рамках отраслевой системы оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ). В иерархии управления газодобывающего предприятия (ГДП) диспетчерской службе отводится важная функция по интегрированию управления всеми технологическими объектами, обеспечивающими процесс добычи газа.
Внедрение в практику диспетчерского управления (ДУ) газовой отрасли вычислительной техники, SCADA-систем, средств телемеханики, сетей передачи данных (СПД) и других современных систем автоматики привело к качественному изменению информационно-программного и аппаратного обеспечения диспетчерских служб. В человеко-машинной системе управления объектами добычи газа (т.е. в системе "диспетчер-машина") возникло значительное рассогласование между уровнями автоматизации двух основных элементов системы. Высокий уровень автоматики, вычислительной техники и информационных технологий (определяющий элемент "машина"), не подкрепляется (в отношении элемента "диспетчер") соответствующей автоматизацией процесса диспетчерского управления и диспетчерская деятельность ограничивается в основном задачей мониторинга, хотя диспетчерское управление это многозадачный и многоэтапный процесс.
Существенный разрыв между возможностями, которые предоставляют системы реального времени (в первую очередь SCADA-системы), и уровнем автоматизации процесса ДУ предопределен отсутствием в диспетчерском управлении единых математических моделей и алгоритмов управления, охватывающих всю совокупность объектов технологического процесса добычи газа. В организации оперативно-диспетчерского управления (ОДУ) добычей газа имеются также и другие проблемы: разрыв в действиях диспетчерской и геологической служб, связанный с учетом характеристик пласта; отсутствие
системности в построении ДУ, которая обеспечивает взаимосвязь целей и критериев управления, задач диспетчерского и автоматического управления.
Задача исследований относится к актуальной научно-технической проблеме построения "человеко-машинных" систем управления и сформулирована как задача автоматизации процесса ДУ объектами добычи газа.
Целью диссертационной работы является автоматизации процесса диспетчерского управления объектами добычи газа. Решение этой проблемы можно представить как решение следующих связанных между собой задач:
системный анализ организации и функционирования диспетчерских служб газодобывающих предприятий;
разработка моделей и алгоритмов распределения заданной производительности по технологическим объектам газовых месторождений;
разработка алгоритмов единого диспетчерского управления, позволяющих реализовать автоматизированное ДУ ГДП;
-разработка рекомендаций по практическому применению созданных моделей и алгоритмов.
Методы исследования базируются на теории автоматического и автоматизированного управления, системном анализе, моделировании и методах оптимизации.
Для АСДУ технологическим процессом добычи газа впервые были получены следующие результаты.
Предложены новые модели и алгоритмы распределения заданной производительности месторождения между промыслами (или УКПГ -установками комплексной подготовки газа), основанные на оценке предельных возможностей продуктивных пластов по добыче.
Разработаны алгоритмы распределения заданной производительности для
УКПГ между технологическими объектами промысла. Предлагаемые алгоритмы
(в отличие от существующих), позволяют в рамках единой модели найти
рациональное распределение добычи и между кустами скважин, и, тем самым, согласовать режимы работы всех технологических объектов, составляющих систему обустройства газового промысла.
С учетом места ДУ в иерархии управления ГДП разработана научно-методическая основа для обеспечения целостности и интегрального характера диспетчерского управления, включающая:
иерархию основных элементов, образующих единую структуру ОДУ (цели, критерии, задачи диспетчерского управления, задачи автоматического управления, технологические процессы и технические системы, их реализующие);
методику выбора проектных решений при создании информационно-управляющих систем (ИУС) добычи газа.
Практическая ценность работы определяется перечисленными ниже положениями.
Разработанные автором модели и алгоритмы показали свою работоспособность на месторождении "Заполярное". Алгоритмы единого диспетчерского управления рекомендованы к эксплуатации и включены в техно-рабочий проект ИУС ДУ Заполярного газонефтеконденсатного месторождения (ГНКМ).
Разработанные алгоритмы объединяют все уровни управления предприятия ООО "Ямбурггаздобыча" в единую АСДУ, что позволяет реализовать диспетчерское управление на Заполярном ГНКМ не только с функциями мониторинга технологического процесса, но и с функциями управления нижним уровнем: распределение заданий по добыче газа между УКПГ и кустами скважин. Предлагаемые алгоритмы обладают общностью подхода и с учетом специфики конкретного технологического процесса добычи газа могут быть применены для автоматизации диспетчерского управления на других месторождениях.
На основе анализа информационных потоков сделаны рекомендации по организации СПД и при непосредственном участии автора был предложен ряд структурных решений, прошедших апробацию в условиях Крайнего Севера:
-разработаны структуры программно-технических комплексов диспетчерских служб на уровне ИУС ДУ (для Заполярного ГНКМ) и на уровне УКПГ (для Юбилейного газового месторождения - ГМ);
-создана СПД ИУС объектов энергообеспечения Ямальского ГПУ-газопромыслового управления.
Основные положения работы докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях и заседаниях отраслевых научно-технических Советов, в том числе: на 2-й и 4-й научно-технических конференциях "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (1997г., 2003г), 11-м Международном Конгрессе "Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи" (2001г., Салехард, Ямал), на заседаниях Научно-технических Советов ООО "Надымгазпрома" (1997г., 1998г.), ООО "Ямбурггаздобыча ", Отраслевого Экспертного Совета ОАО "Газпром" по автоматизации (г.Сочи, 2001г, г.Москва, 2002 и 2003гг.).
По результатам научных исследований опубликовано 10 печатных работ.
Диссертация состоит из введения, трех глав и заключения; изложена на 133 страницах, содержит 16 таблиц, 22 рисунка, список литературы из 77 наименований, двух приложений.
Анализ фукционироваия системы диспетчерского управления ехнологическим процессом добычи газа
ГДП - предприятие с непрерывным технологическим процессом и состоит из объектов, расположенных на различных иерархических уровнях. Особенностью управления ГДП является тот факт, что каждый из объектов одного уровня связан со всеми объектами другого уровня, которые нельзя рассматривать изолированно, а только во взаимодействии между собой [40]. ГДП характеризуется технико-экономической, технологической и геолого-промысловой общностью и имеет ряд специфических особенностей: -скважины, как источники добычи газа, расположены на больших расстояниях от объектов сбора, подготовки и транспорта газа (от 5 до 25 км); - технологические объекты «пласт - скважина - промысловое оборудование - газопровод - потребитель» образуют сложную систему, функционирующую в едином непрерывном газодинамическом режиме; -газовый пласт характеризуется изменяющейся производительностью (нарастающая, постоянная и падающая добыча газа), т.е. в процессе добычи газа объект постоянно меняет свое состояние; -технологические режимы для определения добычных возможностей объекта добычи устанавливаются в функции времени; -разработка и анализ объекта добычи газа предопределяются как первоначальной, так и текущей геолого-промысловой, технологической и технико-экономической информацией. Основная задача функционирования ГДП состоит в планомерном и целенаправленном управлении объектами добычи, сбора и подготовки газа на основе циркулирующей в структуре ГДП информации. Функции ОДУ сводятся к определению и поддержанию в управляемых объектах ГДП, на основе собранной информации о газоносном пласте, скважинах и технологическом процессе на УКПГ, заданных режимов эксплуатации. Организация управления в реальном режиме времени требует определения необходимых управляющих воздействий с каждого уровня управления и распределения функций управления между уровнями. Управление невозможно без организации обратной связи, и именно диспетчерская служба осуществляет непосредственно управление и получение информации об отклике объекта на выданное управление. На рис.1,2 представлены уровни управления ГДП: уровень автоматического управления, уровень диспетчерского (автоматизированного) управления и уровень управления производственно-хозяйственной (ПХД) деятельностью (заметим, что взаимодействие всех компонентов как ОДУ, так и ПХД реализуются в виде ЛВС [6,8]). распределения заданной производительности по технологическим объектам газового месторождения с учетом характеристик пласта. Комплексы диспетчерского управления системами добычи газа, отвечающие по составу задач и программной реализации современному уровню требований, в России отсутствуют. Из имеющих следует упомянуть комплекс «Промысел» (г. Тюмень), который решает ряд режимно-технологических задач, позволяет идентифицировать отдельные параметры, и моделировать лишь локальные объекты технологического процесса добычи газа. ОДУ ГДП нацелено на повышение производительности ГДП, улучшение качества подготовки природного газа и конденсата, снижение затрат и технологических потерь в добыче газа, на эффективное использование материальных и энергетических ресурсов. Это может достигаться за счет: -управления в реальном масштабе времени объектами основного и вспомогательного производства, возможности своевременного принятия решений, оперативного контроля технологических процессов; -рационального использования основных и вспомогательных мощностей, ресурсов и оборудования, позволяющих снизить материальные, энергетические и трудовые затраты в сфере производства и управления, а следовательно повысить технико-экономические показатели производства; -разработки и внедрения методов обнаружения и прогнозирования нештатных и аварийных ситуаций, позволяющих повысить надежность и бесперебойность добычи и подготовки газа; -повышения надежности функционирования оборудования на основе постоянного контроля режимов работы, оперативного планирования профилактических и ремонтных работ. Если САР, САУ отражают локальное управление отдельными технологическими объектами или их компонентами, а требуемые на этом уровне математические модели описывают только фрагменты системы, то уровень ДУ должен обеспечивать интегральность управления технологическим процессом, т.е управление всей системы в целом. Однако в настоящее время на уровне ДУ решается лишь задача мониторинга технологического процесса добычи газа. И успешность решения этой задачи связана с внедрением SCADA - систем. Основные функции диспетчерских служб по управлению добычей газа распределены по уровням: первый уровень управления - уровень ЦПДУ; второй уровень управления - ГДП; третий уровень управления - уровень газопромыслового управления (ГПУ); четвертый уровень - операторский. Система ОДУ ГДП имеет иерархическую трехуровневую территориально-распределенную структуру. На каждом из этих уровней решаются различные задачи, но все они направлены на выполнение плана добычи газа необходимого количества и требуемого качества при минимальных затратах топливно-энергетических и материально-технических ресурсов, обеспечивая безаварийную работу объектов ГДП. Основные функции оперативно-диспетчерских служб ГТП сформулированы в [47]. Функции ЦДС предприятий по добыче газа. 1. Контроль состояния технологического оборудования кустов газовых скважин, крановых площадок, межпромысловых коллекторов, установок комплексной подготовки газа, установок первичной подготовки газа (УППГ), головных сооружений (ГС), энергетического оборудования. 1. Баланс газа по предприятиям. 2. Распределение нагрузок по ГПУ, УКПГ, ДКС с учетом запланированных регламентных работ и планово-предупредительных ремонтов. 3. Планирование оперативных резервов для покрытия пиковых нагрузок и последствий для нештатных ситуаций. 4. Оптимизация и контроль режима работы технологических установок. 5. Контроль и учет расхода энергоресурсов (топливный газ. электроэнергия, вода. тепло), директивное управление объектами электроэнергетики.
Постановка задачи распределения заданной производительности между промыслами (УКПГ)
Перейдем к постановке задач двух уровней диспетчерского управления объектами газового месторождения, а именно, управления на уровне газового месторождения (верхний уровень) и управления на уровне газового промысла (нижний уровень) [74,75]. Задача верхнего уровня связана с распределением заданной производительности (добычи газа в единицу времени) между промыслами, входящими в состав месторождения. Задача нижнего уровня связана с распределением производительности между кустами скважин, принадлежащими промыслу. Рациональное распределение добычи газа за некоторый период времени (например, суточной производительности) по технологическим объектам месторождения, а, следовательно, и промысла, с целью обеспечения заданного уровня добычи, относится к основным функциям системы диспетчерского управления газовым месторождением.
Выходным технологическим объектом промысла является УКПГ, поэтому задача распределения производительности на уровне месторождения равносильна распределению производительности между УКПГ. Предположим, что: 1) каждый промысел эксплуатирует свою газоносную площадь, гидродинамически связанную с другими площадями; 2) в процессе эксплуатации промыслов (участков месторождения) пластовое давление между ними выравнивается и, поэтому имеет одно то же значение для всего месторождения; 3) каждый промысел представляет собой совокупность объектов, каждый из которых эксплуатируется кустом скважин, и в пределах каждого из которых пласт считается однородным; 4) существует максимально допустимый дебит скважин, который позволяет оценить максимальные возможности месторождения по добыче; 5) забои скважин размещаются равномерно по всему месторождению; 6) приток газа к забоям скважин подчиняется закону Дарси [31]. С учетом сделанных допущений задачу на уровне месторождения сформулируем следующим образом: учитывая максимально возможные объемы добычи газа на каждом промысле, распределить заданную общую производительность всего месторождения между УКПГ, принадлежащими данному месторождению.
Исходной информацией для решения задачи являются пластовые параметры (фильтрационно-емкостные параметры пласта), данные о свойствах добываемого газа, ретроспективные данные о добыче газа за прошедший период и уровни добычи на текущий момент. Задачи распределения добычи газа между УКПГ ставились ранее. В отличие от существующих постановок аналогичных задач [например, 64,65], предлагаемая постановка задачи и подход к ее решению учитывают максимальные возможности промыслов по добыче, что позволяет вести эксплуатацию месторождения при режимах, не допускающих разрушение пласта и призабойных зон скважин. Применение подхода возможно как для газового, так и для водонапорного режимов работы пласта. Предлагаемый подход реализуется в двух вариантах. Первый вариант предназначен для планирования уровней добычи каждого промысла ("планируемое распределение"). Решение такой задачи планирования позволит заранее скорректировать план по добыче или сформировать упреждающие управляющие воздействия, позволяющие обойти возможные негативные ситуации. Второй вариант используется в случае, когда необходимо установить распределение заданной производительности между УКПГ на текущий момент времени ("текущее распределение"). 2.1,2, Постановка задачи распределения заданной производительности промысла по технологическим объектам
Решение задачи управления на уровне промысла сводится к поиску рациональных режимов работы скважин (определению их дебитов, забойных и устьевых давлений), к распределению добычи газа между кустами скважин, подключенными к одному ЗПА, и распределению задания по добыче между несколькими ЗПА. Реализация управляющих воздействий достигается изменением гидравлического сопротивления регулирующих штуцеров (при их наличии в системе газосбора) и поддержанием на входах ЗПА рациональных значений давления, принадлежащих допустимому диапазону. Как и для предыдущей задачи, исходной информацией для решения задачи являются пластовые параметры (фильтрационно-емкостные параметры пласта), данные о свойствах газа и кроме этого, схемы подключения скважин к кустам и кустов к ЗПА, технические характеристики скважин и шлейфов, сведения о наличии и местах установки регулирующих штуцеров. Область допустимых решений формируется ограничениями, связанными с соблюдением режимов работы технологических объектов, при которых отсутствует разрушение призабойной зоны скважин и обеспечивается вынос с забоя скважин твердых частиц и капель жидкости, отсутствуют условия образования гидратов в скважинах и шлейфах, а также обеспечивается заданный для промысла уровень добычи газа. В качестве критерия оптимальности управляющих воздействий может быть выбран минимум потерь пластовой энергии, что равносильно минимизации потерь давления в системе «пласт - скважины - шлейфы - ЗПА», Это, в свою очередь, эквивалентно условию: давления на входах ЗПА должны иметь как можно большие значения. Выбор управляющих воздействий, ориентированных на выполнение сформулированного выше критерия, позволит увеличить длительность периодов бескомпрессорной и безводной добычи газа, а таюке уменьшить затраты дополнительной энергии, необходимой для магистрального транспорта газа.
Задачи, подобные рассмотренной выше, были исследованы многими авторами [64,65 и др.]. В этих работах рассматривались отдельно распределение общего объема добычи по кустам скважин, принадлежащим одному газосборному пункту, и распределение общего объема добычи между газосборными пунктами. В отличие от упомянутых работ в данном случае предлагается решать задачу для всей системы технологических объектов в целом, т.е. в рамках единой модели искать рациональное распределение добычи между кустами скважин и между газосборными пунктами, подразумевая под ними ЗПА. Такая задача, например, соответствует лучевой схеме сбора газа на Заполярном ГНКМ, при которой каждый куст соединен с одним из ЗПА своим шлейфом, а ЗПА, в свою очередь, подсоединяются к одной из УКПГ. Предлагается формулировка задачи рационального распределения отбора газа по скважинам: при максимально возможных давлениях на входах ЗПА обеспечить такие значения дебитов скважин, объединенных в кусты, при которых будет выполнено задание на общую для промысла (для УКПГ) производительность. Так как поиску подлежит распределение добычи за небольшой временной интервал (рассматривается диспетчерское управление промыслом), то задачу можно ставить и решать в статике, т.е. не рассматривать изменение во времени природных и технологических параметров. Очевидно, что для математической формулировки поставленных задач необходимо иметь математическое описание природных и технологических объектов (призабойных зон скважин, кустов скважин, шлейфов, регулирующих штуцеров).
Решение задачи при мгновенном вводе скважин и жестком водонапорном режиме работы пласта
Алгоритмы автоматизированного диспетчерского управления занимают центральное место в работе диспетчерских служб. Отличительной особенностью технологического процесса добычи газа является единый газодинамический режим. Изменение положения любого элемента запорной арматуры приводит к изменению всех параметров. Учитывая иерархичность организации диспетчерских служб, отсутствие в настоящее время базовых математических моделей и то, что диспетчер принимает решения только на основе своего опыта, становится очевидной важность разработки алгоритмов единого диспетчерского управления.
В главе представлены алгоритмы единого диспетчерского управления для ИУС ДУ Заполярного ГНКМ [75], объединяющие три уровня автоматизации предприятия ООО "Ямбурггаздобыча": ЦДП, ПДС НГДУ Заполярного ГНКМ и АСУ ТП газовых промыслов. Данные алгоритмы по своему назначению координируют работу основных технологических объектов процесса добычи газа. Для реализации этих алгоритмов используется: плановая информация, поступающая с верхних уровней управления ЦПДУ и ЦДЛ; результаты расчетов по моделям, а также данные режима реального времени, представляемые SCADA-системой. Для разработки и реализации алгоритмов единого диспетчерского управления технологическими объектами месторождения, в первую очередь необходимо выполнить следующее: - определить перечни входных и выходных параметров алгоритма; - в цепи технологического процесса (по технологической схеме) определить объекты регулирования и замеров; -выделить объекты, на которые должны передаваться управляющие воздействия для реализации алгоритма. Исходя из этого выбрана форма представления технологической схемы подготовки газа на Заполярном ГНКМ (рис. 3.1.). На промыслах ГДП возможны два режима технологического процесса: управление объектами промысла по расходу; управление объектами промысла по давлению.Как правило, используется второй режим работы УКПГ, поскольку ограничения по давлению более жесткие, чем по расходу, выход за их пределы приведет к аварийному останову цехов. Опыт эксплуатации УКПГ 1С показал, что такой режим предполагает применение двухэтапного дросселирования: - кранами-регуляторами давления на шлейфах ЗПА; - кранами-регуляторами расхода в цехах осушки. На эти краны-регуляторы передаются управляющие воздействия, обеспечивающие выполнение алгоритма единого диспетчерского управления УКПГ-1С и УКПГ-2С в рамках их технологических регламентов. Предлагается алгоритм единого диспетчерского управления УКПГ-1С и УКПГ-2С (рис. 3.2.) объединяющий три уровня: уровень ЦДП ООО "Ямбурггаздобыча"; уровень ПДС НГДУ Заполярного ГНКМ; уровень ДП УКПГ-1С, ДП УКПГ-2С (с возможностью учета, вводимых позднее, УКПГ-ЗС УКПГ-1В). На уровне ЦДП определяется плановое задание на месяц QM для Заполярного ГНКМ. Величина QM передается на уровень ПДС НГДУ для дальнейшей обработки. На уровне УКПГ выполняются четыре взаимосвязанных алгоритма. - алгоритм распределения производительности УКПГ по технологическим ниткам осушки газа; - алгоритм распределения производительности УКПГ по кустам газовых скважин (алгоритм регулирования давления в коллекторе после ЗПА); - алгоритм подачи ДЭГа в абсорберы; - алгоритм автоматического распределения подачи метанола в шлейфы ЗПА и на кусты газовых скважин. Уровень ЦДП. Алгоритм формирование плана по добыче для месторождения На уровне ЦДЛ определяется плановое задание на месяц QM для Заполярного ГНКМ (рис, 3.3). Это задание может формироваться автоматически на основе годового планового задания по добыче газа и других факторов. Величина QM передается на уровень НГДУ для дальнейшей обработки. До начала следующего месяца диспетчер ЦДЛ с клавиатуры вводит суммарное значение планового задания по добыче газа на планируемый месяц для месторождения. На уровне ЦДП формируются необходимые отчеты и тренды. Уровень НГДУ. Алгоритм распределения заданной для месторождения производительности между УКПГ Алгоритм начинает работу с получения планового задания на месяц с уровня ЦДЛ (рис. 3.4.). По этому заданию рассчитывается среднечасовое плановое задание для Заполярного ГНКМ, которое затем распределяется между УКПГ-1С и УКПГ-2С. В работе алгоритма учитывается состояние пласта и геологические параметры месторождения.
Алгоритм распределения производительности УКПГ по технологическим ниткам осушки газа
Коэффициенты производительности ниток определяются оперативным персоналом УКПГ и представляют собой числа 0 Zi 1. Производительность неработающей нитки полагается равной 0.
По рассчитанным уставкам производится регулирование расхода газа по пропорционально-интегральному закону. Включение алгоритма в работу. На мнемосхеме "Алгоритм автоматического регулирования производительности УКПГ" оператор задает коэффициенты производительности ниток и верхний и нижний пределы давления в коллекторе после ЗПА, при которых блокируется алгоритм. Текущее задание по производительности УКПГ автоматически передается с верхнего уровня - ПДС или вводится оператором УКПГ. После ввода всех данных необходимо перевести алгоритм в автоматический режим нажатием кнопки "АВТО" на указанной мнемосхеме. При нажатии кнопки, происходит включение алгоритма регулирования производительности и алгоритма распределения нагрузки по ниткам, рассчитанные уставки подаются на краны - регуляторы, которые переводятся все одновременно в автоматический режим и начинают регулировать расход по ниткам по пропорционально-интегральному закону. При нажатии кнопки "РУЧН", все краны - регуляторы переводятся одновременно в ручной режим, алгоритм регулирования отключается, кран -регулятор управляется с пульта дистанционно. В этом режиме возможно автоматическое регулирование расхода по ниткам, по уставкам, введенным с клавиатуры оператором для каждой нитки. Для этого нужно вызвать панель управления краном - регулятором, ввести с клавиатуры уставку и перевести кран в автоматический режим работы. Блокировка алгоритма. В том случае, когда давление в коллекторе после ЗПА выходит за установленные пределы, распределения производительности ниток прекращают функционирование, все краны - регуляторы переводятся в дистанционный режим управления, т.е. алгоритмы автоматического регулирования производительности УКПГ переходят в ручной режим. Перевод алгоритма в автоматический режим производится оператором УКПГ вручную, согласно описанному порядку включения в работу, после выравнивания давления в коллекторе. Алгоритм распределения производительности УКПГ по кустам газовых скважин (алгоритм регулирования давления в коллекторе после ЗПА) Исходные данные для работы алгоритма: ГвЫ1 - давление на выходе к-й УКПГ, гтах — максимально допустимое давление на выходе к-й УКПГ; Р - давление в коллекторе ЗПА, Psp уставка давления в коллекторе ЗПА, dP -зона нечувствительности для давления в коллекторе ЗПА; Рь Pi mi№ Pi max давление на входе в ЗПА по і-му шлейфу, минимальная и максимальная границы предупредительной сигнализации; Аи dAh At тіп, А І тах - значение, шаг, минимальная и максимальная граница степени открытия клапана на і-м шлейфе; ТІ, ТІ mm - температура на входе в ЗПА по і-му шлейфу, минимальная граница предупредительной сигнализации; Я І, ЧІ miw ЯІ max - соответственно расход по і-му кусту (шлейфу ЗПА) и ограничения по расходу; Описание алгоритма (рис. 3.8). Перед запуском данного алгоритма оперативный персонал УКПГ задает необходимые для функционирования параметры: rSp, иг, Г і тіп, "imaxi аА\, А\тщ, Ajmax, 1[тт, Яітіт Я і max Также, оператору необходимо заполнить массив, содержащий последовательность номеров шлейфов N1, ... ,N10; Ml, ... ,М10, для каждого ЗПА. В случае выхода давления Ркеых за ограничение F max алгоритм отрабатывается только по правой ветви с увеличенным dAj , для ускоренной отработки выхода из нештатной ситуации. В случае уменьшения давления в коллекторе ЗПА от заданной величины более чем на dP, система начнет регулирование шлейфом N1 (открытие шлейфа) до тех пор, пока: а) давление в коллекторе ЗПА не придет в норму - на этом работа алгоритма заканчивается; б) один из параметров Рь Аь Ть qi выйдет за пределы предупредительной сигнализации Pt mim Pt mwa A{ min, At max, Tt mi„ji mim qt mwc. В этом случае система начинает регулирование шлейфом N2 и т. д. Для регулирования давления в коллекторе ЗПА в меньшую сторону (в случае его увеличения от заданной величины более чем на dP) применяется аналогичный алгоритм регулирования шлейфами (закрытие шлейфов), но отрабатывают они в другой последовательности Ml, ... ,М10, также задаваемой оператором. Возможна дальнейшая доработка данного алгоритма в части автоматического определения последовательностей N и М по различным критериям. Давление в коллекторе после каждого из двух ЗПА регулируется независимо, двумя алгоритмами, описанными выше. Включение алгоритма в работу. А) Ввод данных по каждому шлейфу, необходимых для функционирования алгоритма. При нажатии кнопкой мыши на величину степени открытия крана-регулятора на ЗПА (расположена на мнемосхеме рядом с изображением клапана), открывается панель ввода параметров для данного шлейфа (рисунок А). После ввода всех указанных параметров, нужно закрыть панель и перейти к настройке следующего шлейфа, пока все параметры по всем шлейфам не будут заполнены. Б) Ввод общих данных и запуск алгоритма. На мнемосхеме ЗПА нужно нажать кнопку "Алгоритм регулирования давления".
