Содержание к диссертации
Введение
1 Аналитический обзор по проблеме исследования 11
1.1 Оценка технического состояния трубопроводной обвязки компрессорных станций 11
1.2. Причины возникновения низкочастотной вибрации подземных технологических трубопроводов 17
1.2.1 Влияние пульсаций газа на вибрацию трубопроводов 17
1.2.2 Причины возникновения низкочастотных вибраций компрессорных агрегатов 21
1.2.3 Влияние нестационарных процессов на работу компрессорных агрегатов 27
1.3 Современные методы диагностики течения газового потока в технологических трубопроводах компрессорных станций 29
1.4 Методы управления процессами перекачки газа 33
1.5 Значение разработки новых методик анализа волновых процессов течения газа для задач диагностики и управления оборудованием компрессорных станций 35
1.6 Обсуждение результатов анализа существующей проблемы и выводы 37
2 Моделирование нестационарного режима работы газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции 39
2.1 Аварийное состояние технологических трубопроводов компрессорных станций 39
2.2 Неустойчивые течения газового потока в нагнетателях компрессорных агрегатов 40
2.2.1 Потеря статической устойчивости и вращающийся срыв 44
2.2.2 Помпаж нагнетателя и его обнаружение 48
2.3 Общая характеристика математических моделей различных газожидкостных течений в трубопроводах 53
2.3.1 Формы представления анализируемых процессов 53
2.3.2 Математическое моделирование распространения ударных волн 58
2.4 Постановка задачи моделирования волнового процесса течения газа в технологических трубопроводах компрессорных станций 66
2.5 Моделирование волновых процессов в технологических трубопроводах компрессорной станции 79
2.6 Решение задачи методом дискретных акустических возмущений 83
2.7 Выводы 94
3 Моделирование активной газопроводной сети в гидравлическом приближении на примере КС «Береговая газопровода «Россия -Турция» 96.
3.1 Анализ взаимосвязей оборудования компрессорной станции, как сложной технической системы :96,
3.2. Морфологические свойства системы 102
3.3. Основные требования к методике анализа технического состояния системы технологических трубопроводов 104
3.4 Моделирование процесса течения газа в технологических трубопроводах компрессорной станции «Береговая» 109
3.4.1 Входная информация ПО
3.4.2 Математическая модель движения газа 114
3.5 Выводы 119
4 Практическая реализация результатов исследования 120
4. 1 Очередность операций обработки диспетчерской информации... 120
4.2 Архитектура системы анализа течения сжатого газа от нагнетателей по технологическим трубопроводам 123
4.2.1 Основные положения 123
4.2.2 Аппаратные средства 124
4.2.3 Программное обеспечение 124
4.2.4 Пользовательский интерфейс 124
4.3 Описание программы математического моделирования объекта — компрессорных агрегатов и технологических трубопроводов КС «Береговая» «Gasnet» 127
4.4 Основные принципы построения программного продукта 132
4.5 Выводы 133
Основные результаты и выводы 134
Список использованной литературы
- Влияние нестационарных процессов на работу компрессорных агрегатов
- Потеря статической устойчивости и вращающийся срыв
- Моделирование процесса течения газа в технологических трубопроводах компрессорной станции «Береговая»
- Архитектура системы анализа течения сжатого газа от нагнетателей по технологическим трубопроводам
Введение к работе
Актуальность темы Эффективная и надежная эксплуатация оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов требует достаточно точного расчета режимов работы трубопроводных систем и количественного анализа протекающих в них физических процессов Ряд проблем в этой области техники - неустановившееся движение газа в технологических трубопроводах, низкочастотные вибрации большой амплитуды, влияние пульсирующего потока газа на динамическую устойчивость труб и особенно наиболее опасные для подземных трубопроводов волновые течения можно выявить только с помощью методов математического моделирования
Требования надежности функционирования оборудования компрессорных станции и, в частности, их трубопроводных сетей, предполагают определение наиболее вероятных вариантов возникновения аварийных или опасных ситуаций, связанных с процессом течения газового потока по сети Опасное техническое состояние подземных технологических трубопроводов в период применения их по назначению можно обнаружить только с помощью динамических средств контроля либо непосредственно по измерениям параметров объекта, либо косвенно по измерениям характеристик смежных элементов Выбор стратегии контроля зависит от назначения системы контроля, ограничений на нее, поставленных задач, частоты съема данных, технических и экономических причин и т д
В практике эксплуатации компрессорных станций появились новые задачи регулирования, управления и наблюдения за устойчивостью технологических режимов системы. В связи с этим возникает множество вопросов, требующих расширения методической базы теории гидравлических цепей и в частности соотношений, позволяющих описывать динамические процессы различного представления. Как показывает практика, принципиально общие модели, пригодные к использованию для расчета любых конфигураций газотранспортных сетей, в настоящее время не разработаны. В то же время, наилучшие результаты управления технологическими процессами и анализа технического состояния конкретного объекта исследования могут быть достигнуты применением специально адаптированных для этой технической системы методик анализа и расчета процессов транспорта газа Отсутствуют также критерии, позволяющие эффективно оценивать воздействия на систему, и методы прогнозирования ее функционирования в некоторых временных интервалах
Изучение факторов, влияющих на причины и скорость процесса волнообразования, в первую очередь условий возникновения пульса-
ций потока газа, а так лее установление математической зависимости между ними является важной задачей, решение которой позволит разработать технологические приемы, которые, будучи реализованы в регулировании технологических процессов перекачки газа, дадут возможность избежать аварийный и опасных ситуаций вследствие возникновения значительных вибраций трубопроводов
Актуальность проблемы определяется так же необходимостью разработки научно обоснованных современных методов анализа технологических режимов работы компрессорных станций, обеспечивающих эффективность транспорта газа и совершенствование диспетчерского управления для предотвращения аварий, могущих повлечь за собой серьезные повреждения оборудования и нарушение экологического равновесия окружающей среды в зоне размещения газотранспортной системы.
Цель исследования. Диагностирование и регулирование гидродинамических волновых процессов в технологических трубопроводах компрессорных станций с центробежными нагнетателями для повышения эффективности и безопасности функционирования оборудования Основные задачи исследования
-
Определение основных причин одновременного возникновения волновых процессов течения газа в параллельно работающих компрессорных агрегатах
-
Разработка теоретической основы анализа волнового течения сжатого газа для оценки технического состояния технологических трубопроводов по газодинамическим параметрам
-
Разработка метода регулирования технологического процесса перекачки газа по технологическим трубопроводам компрессорных станций трубопроводу с целью снижения амплитуд пульсаций при эксплуатации
-
Разработка алгоритмов и программ анализа технического состояния оборудования (компрессорных установок и технологических трубопроводов) компрессорной станции «Береговая» трубопровода «Голубой поток» для оперативного управления процессами транспорта газа
-
Практическая реализация результатов исследований и разработанных методик диагностики и эффективного управления транспортом
Методы исследования. Для достижения поставленной цели использованы методы системного анализа надежности, риска и безопасности эксплуатации энергетических объектов, теория акустических колебательных процессов, основные положения гидрогазодинамики и теории регулирования Обоснование методов идентификации технического состояния подземных технологических трубопроводов базируется на основных принципах теории гидравлических цепей и создания диагно-
стических уравнений для анализа течения газа исследуемой системы Научная новизна результатов исследования
-
Выявлены качественные и количественные закономерности зависимости одновременного возникновения неустойчивых течений газа в нагнетателях параллельно работающих компрессорных агрегатов
-
Определена универсальная зависимость, характеризующая работу газоперекачивающих агрегатов, как элементов связанной гидромеханической системы, моделирующая, как нормальные, так режимы предельной нагрузки, причем эти звенья особо не выделяются из расчета (при изменении конфигурационных параметров газопроводной сети, теоретически, нагнетатель можно расположить на любом звене, или даже на всех ее звеньях)
-
Разработаны эффективные методики анализа, алгоритм и программа расчета волнового течения газа в технологических трубопроводах компрессорной станции «Береговая» трубопровода «Россия-Турция», пригодные так же для других систем оперативного диспетчерского управления технологическими процессами транспорта газа магистральных трубопроводов
Практическая ценность работы Разработанная с участием автора методика идентификации технического состояния технологических трубопроводов в настоящее время успешно используется в условиях эксплуатации компрессорной станции «Береговая» трубопровода «Россия-Турция» Создан программный комплекс и разработано методическое руководство диагностики оборудования КС по газодинамическим параметрам для обнаружения волновых течений, возбуждающих низкочастотную вибрацию трубопроводов, предупреждения развития аварийных и опасных ситуаций, могущих привести к их разрушению Эффективность разработок подтверждается соответствующим заключением о внедрении результатов исследования в практику диспетчерской службы, компрессорной станции «Береговая» трубопровода «Россия-Турция» (ООО «Кубаньгазпром») Экономический эффект от внедрения определяется использованием разработанных методик и программ выбора оптимального варианта режимно- технологических параметров транспорта газа морского участка газопровода в каждом конкретном случае, ранней диагностикой возможности возникновения аварийных и опасных ситуаций, обеспечением промышленной и экологической безопасности функционирования технической системы.
Данная работа внедрена как составная часть создаваемого комплекса программ расчета задач оперативно- диспетчерского управления компрессорной станции «Береговая» трубопровода «Голубой поток», ООО «Кубаньгазпром»
Теоретическая значимость работы Полученные автором результаты и методики могут быть использованы проектными и научно-исследовательскими организациями при проектировании, эксплуатации, а также при совершенствовании системы диагностики и оперативно- диспетчерского управления компрессорных станций магистральных трубопроводов
Апробация работы Основные результаты исследований по теме диссертации докладывались на на научно- практической конференции «Экологические аспекты энергегической стратегии как фактор устойчивого развития России», г Москва, ОАО «ГАЗПРОМ», 14 апреля 2006, на совещании- семинаре руководителей компрессорных станций дочерних акционерных обществ ОАО "ГАЗПРОМ" по тематике «Основные направления деятельности предприятий ОАО «ГАЗПРОМ» по снижению техногенных нагрузок на окружающую среду», г Москва, 24-26 октября 2006 г, на XXVI тематическом семинаре ОАО Газпром «Диагностика оборудования и трубопроводов КС», г Анапа, 13 -17 марта 2007 г
Публикации. Содержание работы опубликовано в 7 трудах, из которых 4 включены в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в РФ в соответствии с требованиями ВАК Министерства образования и науки РФ
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы, содержащего 102 наименования, 4 приложений, изложена на 168 стр текста, включая 27 рисунков
Влияние нестационарных процессов на работу компрессорных агрегатов
Современные компрессорные станции магистральных газопроводов представляют собой сложную гибкую техническую систему, характеризующуюся, значительным количеством и номенклатурой технологического оборудования, довольно; большим периодом эксплуатации и давлениями перекачки газа на выходе до 25МПа.
Эти обстоятельства и повышенные требования к экологической безопасности компрессорных станций обусловливают необходимость обеспечения надежной, безотказной работы всего комплекса оборудования и своевременное предупреждение аварийных и опасных ситуаций.
Аварии на компрессорных станциях, кроме экономического ущерба от их простоя, потерь газа и немалых затрат на ликвидацию аварий создают значительную угрозу для окружающей среды, особенно в. густонаселенных и курортных зонах размещения этих объектов. В этих условиях большое значение приобретают вопросы обеспечения надежности функционирования оборудования- компрессорных станций;
В настоящее время известно около десяти различных методов анализа; надежности, риска и безопасности эксплуатации сложных технических систем. Все они направлены на изучение последствий аварий и отказов оборудования, выработку правильных решений для предотвращения катастрофических последствий, а так же проведения диагностики потенциально опасных подсистем, их своевременной регулировки и ремонта с целью сохранения работоспособности в течение заданного технической документацией периода.
Следует отметить, что эффективность работы комплекса оборудования перекачивающей станции во многом зависит от своевременного и правильного выбора технологического режима перекачки газа, что может быть достигнуто методами регулирования на основе достоверной информации, полученной динамическими методами технической диагностики.
Актуальность совершенствования методов оперативного динамического контроля диктуется насущной необходимостью организации безопасного функционирования технической системы на всех этапах эксплуатации и ремонта. Отечественный и зарубежный опыт свидетельствует, что применение систем мониторинга, заранее предупреждающих о возможных возникновениях аварийных и опасных ситуаций, в результате развития которых неизбежно повреждение оборудования, является одним из важнейших средств повышения качества, надежности и экономической эффективности использования энергетических объектов.
Аварийное или опасное сочетание событий представляет собой определенный набор исходных событий, и если эти исходные события случаются, все в определенной последовательности, то существует гарантия, что конечное событие (авария) все же происходит [1, 2, 3, 4, 5]. В этом случае, перед специалистами, осуществляющими диагностику оборудования, ставится задача: четко провести различие между последовательностью событий для отдельного узла или элемента системы, не приводящих к отказам с тяжелыми последствиями и нежелательными событиями, могущими привести к аварийным отказам всей технической системы.
Сложные технические системы, такие как компрессорные станции, включающие в себя не только сами компрессорные агрегаты, но и большое количество систем и устройств их обслуживающих, могут иметь множество разнообразных видов отказов, в том числе и аварийных. Поэтому, чтобы упростить анализ необходимо вводить в рассмотрение только те виды отказов, которые являются для данной технической системы основными в том смысле, что для возникновения аварийного отказа один или несколько обязательно предшествующих отказов (или возникновения опасных ситуаций) должны произойти [1, 2, 3, 4, 5]. Отметим, что анализ видов отказов является: индуктивным методом изучения технического состояния объекта, с помощью которого систематически, на основе последовательного рассмотрения одного элемента за другим исследуются все возможные виды отказов или аварийные ситуации, выявляются их результирующие воздействия на систему. Кроме того, выявляются и анализируются отдельные аварийные ситуации и виды отказов элементов для того, чтобы определить их воздействие на другие близлежащие элементы или систему в целом. Только такой комплексный подход к этой проблеме: и является залогом успешности проведения диагностических операций.
Компрессорная-установка, а так же функционально связанные с ней агрегаты, аппараты и устройства и трубопроводы являются составной частью системы эксплуатационной диагностики. Выбор методов и средств технического диагностирования: основных узлов и элементов компрессора вусловиях.. эксплуатации во многом определяется их контролепригодностью, то есть обеспеченностью конструкций специальным оборудованием, возможностью получения достоверной.информации, необходимой для объективной оценки технического состояния методами динамического контроля.
Для успешного проведения диагностических операций компрессорную-станцию следует представить в виде взаимосвязанных подсистем и элементов с иерархической структурой связей. Каждая подсистема, решая: конкретную задачу, обеспечивает достижение общей цели. В свою очередь, подсистемы необходимо расчленить, на конечное число более простых узлов; до тех пор, пока не получим элемент, который в условиях данной, подсистемы не подлежит разделению на части. Диагностирование таких подсистем возможно независимо друг от друга, так как элементы системы работают во взаимодействии, но выполняют разные функции.
Потеря статической устойчивости и вращающийся срыв
Потеря статической устойчивости связана с изменением расхода га за (воздуха) и представляет собой монотонный процесс удаления режима работы компрессора от одного исходного состояния к другому, устойчивому состоянию. Подобный процесс особой опасности для компрессора и нагнетателя на ранней стадии развития не представляет. Но, если этот процесс вовремя не стабилизировать, то он перейти в более опасные формы нестационарного течения газового потока [2,46, 52, 53]. Но, если этот процесс вовремя не стабилизировать, то он перейти в более опасные формы нестационарного течения газового потока. Кроме того, нестационарное течение потока в осевых компрессорах и центробежных нагнетателях источник не только вибраций элементов узла, но и значительных потерь давления.
Внешними признаками неустойчивого режима являются: -резкое падение давления за роторной группой, сопровождающееся обычно хлопком, уменьшение расхода газа (или воздуха); -значительное увеличение температуры газа на входе; -интенсивные пульсации параметров газового потока в проточной части:
давления, скорости температуры и, как следствие, увеличение вибрации. Вращающийся срыв появляется в результате потери устойчивости осесимметричного течения газа и связан с возникновением срывных вихрей. Существенное влияние на процессы-развития вращающегося срыва оказывают геометрические и кинематические параметры венца, а также и взаимноег влияние соседних венцов. Вследствие производственных отклонений в геометрии отдельных лопаток и имеющейся в реальных условиях асимметрии потока срыв появляется не на всех лопатках венца рабочего колеса одновременно, а в отдельных межлопаточных каналах (не более двух-трех каналов). Возникнув во вращающемся венце, срыв распространяется на венцы ступеней, расположенных до и после него, так как появление срыва на каком-либо участке венца приводит к уменьшению скорости потока на выходе из него, то есть к существенному увеличению углов атаки и срыву потока на лопатках последующего венца. С другой стороны, происходит торможение потока на прилегающих к зоне срыва участках предыдущего венца. Возникающий отрыв потока в этих каналах уменьшает расход воздуха через них и может также перекрывать сечения и приводить к выбросу среды навстречу основному потоку. Поток на входе в венец начинает растекаться в окружном направлении по обе стороны занятых срывом межлопаточных каналов (рисунок 2.3).
Появившийся на лопатках вращающегося венца срыв перемещается по направлению вращения ротора. Вихревая зона производит закупорку межлопаточных каналов и на следующую ступень поступает меньше газа, что так же вызывает на ее лопатках аналогичный срыв потока. Таким образом, газ от ступени к ступени компрессора движется импульсами. Возможен обратный выброс некоторого объема газа из последующей ступени на предыдущую («микропомпаж»).
В некоторых случаях срыв потока происходит не по всему периметру ступени, а носит местный характер вследствие аэродинамического несовершенства проточной части компрессора (нагнетателя) и входной завихренности газового (воздушного) потока [54].
При возникновении местного срыва поток обтекает срывную зону, уменьшает срыв с одной стороны лопаток и способствует началу срыва на другой стороне, т.е. создает вращающийся срыв, ухудшающий характеристики компрессора (рисунок 2.4.) [46, 47,51]. I
Следует отметить, что на неподвижных направляющих аппаратов срыв не появляется, возникают только нерегулярные пульсации давления, так как неподвижные лопатки статора оказывают тормозящее воздействие на скорость вращения срывных зон. В результате, соср3 сорк {(оср3 - угловая скорость срывной зоны, (орк — угловая скорость рабочего колеса). Следует отметить, что на неподвижных направляющих аппаратах срыв не появляется, возникают только нерегулярные пульсации давления, так как неподвижные лопатки статора оказывают тормозящее воздействие на скорость вращения срывных зон. В результате, сосрз сорк (соср3 - угловая скорость срывной зоны, сорк — угловая скорость рабочего колеса). Величина относительного диаметра втулки dpK оказывает существенное влияние на скорость вращения зон срыва.
В венцах с малым относительным диаметром втулки (при длинных лопатках), зоны срыва первоначально возникают в периферийной части лопаток. Образуются две- три зоны срыва (рисунок 2.4- а). По мере уменьшения расхода воздуха количество зон срыва увеличивается, причем возмущения внутри зон сравнительно небольшие и, как правило, отсутствует выброс воздуха в пространство перед венцом.
Моделирование процесса течения газа в технологических трубопроводах компрессорной станции «Береговая»
Будем считать, что возмущения стационарного течения по газопроводной сети компрессорной станции распространяются, подчиняясь уравнениям (2.5), то есть продолжим рассуждения, прерванные примерами на странице 68. При этом функции fig находятся из граничных условий на концах звеньев сети, и для каждого звена они свои. На рисунке 2.9 показан граф нагнетательной части трубопроводной сети (точки 4, 5, 6, 7 — входы в сеть, то есть нагнетатели газоперекачивающих агрегатов (ГПА), точка 0 — выход в магистральный газопровод).
Над каждым узлом сети «поднята и направлена вверх» ось времени t, а ось х «разветвлена», как граф сети и направлена к точке «0», пересекая ее слева направо. Такое геометрическое представление может иметь пространство фазовых состояний газопроводной системы, а распространение возмущений по ней моделируется как кусочно-постоянное решение на полосах плоскостей, поднимающихся над звеньями графа. При этом области постоянных параметров возмущения р, V разделены характеристиками x + at = const + ,x — at- const на каждой из которых постоянны функции f,g (поэтому в дальнейшем их аргументы не указываются), что согласуется с видом уравнений (2.33).
Рассмотрев, для примера, внутренний узел сети с номером 3 (рисунок 2.9), можно записать условие равенства давлений в концах звеньев, сходящихся в этом узле (индексы звеньев соответствуют номерам узлов, от которых эти звенья приходят в узел 3). = -fi + gi= fi +8г= -/з + #з (2.34)
С учетом равенств (2.34), можно записать условие баланса расходов в узле 3 (аналогично и в любом промежуточном узле). A = -(/3 + ft)= (/3 -ft + 2ft)+ -(/i -ft + 2ft) = VA2+V2 2 (2.35)
Отсюда получается условие «взаимодействия характеристик в промежуточном узле», которое будет использоваться для моделирования прохождения возмущения через «тройники» газопроводной сети.
Следующее допущение, которое делается в математической модели, это равенство всех fk = /, кроме конечного узла (выхода в магистраль). Смысл этого допущения состоит в том, что возмущение, прошедшее от нагнетателей компрессоров до магистрали, уже не возвращается к ним в отраженном виде, а распространяется по всей сети. В таком случае значение / характеризует величину этого «оставшегося в сети» возмущения. Его разумно связать с начальным возмущением через некоторый коэффициент, характеризующий «рассеяние» нестационарного возмущения в газопроводной сети, который можно считать постоянной величиной, присущей данной трубопроводной системе. Чтобы найти значение / надо получить выражение для импульса начального возмущения. Проинтегрируем уравнение движения из системы акустического приближения по области его решения (вдоль одного звена сети и по времени).
Это один из вариантов уравнения сохранения импульса в интегральном виде. Если использовать условия при t = 0 : v = 0, р = 0 во всей сети (до возмущения), предположить, что в некоторый момент времени t = Т (после прохождения возмущения) скорости и давления в каждом из звеньев, одинаковы во всех сечениях (различны только для разных звеньев), то для сети, изображенной на рисунке 2.9, получается следующее. PIL- р Для упрощения дальнейших записей введем обозначение п г ПЛі +V5Al + 62 62+ 72 72 +V13A3 + V23 23 + 3(Ло + + 2Р1(Г-Г1)-(Р4 + Р5)т + 2Р2{Т-Т2)-{Р6 + Р7)т + + 2Р3{Т-Т3)-Р1{Т-Т1)-Р2{Т-Т2)+ +О-І (Г-Г3)=/=О (238)
Равенство / = 0 надо понимать как следствие уравнения движения идеальной жидкости, которое предполагает отсутствие вязкости, и поэтому «рассеянный» импульс / равен нулю. Учет вязкости в этом уравнении соответствует добавлению в его правую часть ненулевого члена, то есть / Э 0. Поэтому можно положить - 1а / = —, (2.39) " 2ш1 ц - общая длина звеньев сети, где V - безразмерный коэффициент, характеризующий свойство сети рассеивать импульс, оставшийся от нестационарного возмущения.
Архитектура системы анализа течения сжатого газа от нагнетателей по технологическим трубопроводам
В оптимальном варианте целевой параметр (диагностический признак) должен быть: универсальным (поддающимся количественной и качественной оценкам), статистически эффективным и однозначным: некоторой-совокупности сочетаний факторов, с точностью до погрешности эксперимента (доверительного интервала), должно соответствовать одно значение целевого параметра. При этом целевой параметр желательно определять с минимальной погрешностью.
На основе математических моделей, построенных с учетом эксплуатационных данных, и с помощью соответствующих алгоритмов находят par циональные решения для воздействия на технологические процессы технического или экономического характера. При этом должно предусматриваться максимальное использование существующих организационных структур систем и подсистем трубопроводного транспорта. Тогда при разработке и внедрении систем диагностирования требуется лишь их совершенствование путем перераспределения функций контроля и управления между элементами и подсистемами.
Существует определенный набор требований, налагаемых на выбираемый метод исследования процесса течения газа в трубопроводе с помощью математических моделей [84, 85, 86, 87,88, 89, 90]: - быстродействие метода, что связано с необходимостью наискорейшего получения результата расчета для оперативного управления течением газового потока в трубопроводах как коротких технологических, так и длиной до 100 км и более; - достаточная степень точности расчета, причем, устанавливаемые граничные условия имеют технологический характер; - универсальность метода, заключающаяся в том, что разработанную методику можно адаптировано использовать не только на участке трубопровода, для которого она предназначалась, но и для любых других трубопроводов подобной конфигурации или метода заложения.
С математической же точки зрения непосредственно сам процесс течения газа в расчетах трубопроводной системы обычно сводится к совместному решению некоторой системы уравнений и неравенств, описывающих входящие в исследуемый объект элементы.
При разработке системы технической диагностики выбирают и обосновывают функционалы качества систем, строят математические модели нормального и аварийного режимов функционирования трубопроводных систем, выбирают критерии для принятия решения в той или иной ситуации. Функционалы качества носят комплексный характер, вследствие чего. возникает трудность увязать общий функционал качества с частными критериями определенияих весовых значений и масштаба.
При математическом моделировании исследуемых трубопроводных систем используют функциональные уравнения (алгебраические, интегральные, дифференциальные, интегрально-дифференциальные и др.), методы статистического моделирования, методы конечных элементов, логические функции и т. д. Методы анализа диагностических процедур сводятся к методам линейных, нелинейных, дискретных, непрерывных и других преобразований случайных событий, величин, функций и полей. При оптимизации диагностических процедур применяют классические методы поиска экстремумов и функционалов, вариационное исчисление, линейное и нелинейное программирование, методы оптимальной фильтрации Винера, Калмана — Бьюси [21, 30, 32, 35, 63, 68, 82, 83] и т. д., численные методы оптимизации и др.
На основе математических моделей, построенных с учетом эксплуатационных данных, и с помощью соответствующих алгоритмов находят рациональные решения для воздействия на технологические процессы технического или экономического характера. При этом должно предусматриваться максимальное использование существующих организационных структур систем и подсистем трубопроводного транспорта. Тогда при разработке и внедрении систем диагностирования требуется лишь их совершенствование путем перераспределения функций контроля и управления между элементами и подсистемами.
Этим диктуется необходимость исследования динамических свойств сложных систем технологических трубопроводов с учетом параметров работы компрессорных установок и вида реальных возмущающих воздействий. Многообразие конкретных реализаций регулирующих воздействий, множественность возможных точек их приложения делают задачу выбора оптимального переходного процесса многофакторной.
Программа параметрической идентификации позволяет оценивать параметры линейной части (первого или второго порядка) и нелинейной части (задаваемой в виде полинома пятого порядка) математической модели. Одновременно решается задача дискриминации, т. е. определения достаточного числа членов (порядка) модели в процессе настройки ее параметров по критерию минимума среднеквадратичного отклонения между выходными сигналами модели и объекта. В качестве алгоритма оптимизации, используемого для настройки параметров модели, применен специальный алгоритм, позволяющий обойти трудности связанные с многоэкстремаль-ностью минимизирующего критерия.
