CC BY
76
Т. Н. Губеев (инж.), Р. Р. Масагутов (нач. лаб.)
Автоматизированная система мониторинга энергоэффективности нефтеперекачивающих станций
Специализированное управление по предупреждению и ликвидации аварий ОАО «Уралсибнефтепровод», лаборатория управляющих систем г. Уфа, пос. Н. Черкассы; тел. (347-2) 279-21-07, доп. 40-22-35, e-mail: Bumble@front.ru
T. N. Gubeev, R. R. Masagutov
The automated system of monitoring energoeffectivity of petropumping stations
JSC «UralSibNefteprovod»
N. Cherkassy Settl, Ufa, Russia; рЬ. (347-2) 279-21-07, ad. 40-22-35, e-mail: Bumble@front.ru
Предлагается метод оценки согласованности комплекса технологических процессов перекачки нефти на отдельной нефтеперекачивающей станции (НПС) и на участке трубопровода, состоящем из нескольких станций, посредством новой интегральной характеристики качества процессов — показателя энергоэффективности НПС. Этот показатель, отражающий, по сути, коэффициент полезного действия всей станции, служит объективной мерой оптимальности технологических процессов, критерием эффективности использования и оценки остаточного ресурса оборудования НПС.
Ключевые слова: автоматизация трубопроводного транспорта нефти; микропроцессорная система автоматизации; оптимизация; технологические режимы; БСЛОЛ; энергоэффективность. .
Использование современных систем управления предоставляет возможность достижения нового уровня контроля оптимальности технологических процессов. Несмотря на непрерывное возрастание доли информации, обрабатываемой компьютерными средствами, принятие ответственных решений по управлению по-прежнему возложено на человека. В отличие от компьютера, для которого огромное количество критериев контроля и разнообразие их взаимосвязей несущественно, человеку, например, диспетчеру комплекса нефтеперекачивающих станций (или диспетчеру орбитального комплекса) в процессе работы приходится подменять с разной степенью точности оценки бесконечный массив данных, достоверно описывающих объект управления, на некоторый ограниченный набор параметров, с помощью которых, а также с помощью
Дата поступления 11.02.09
The method of an estimation of a coordination of a complex of technological processes of swapping of oil at separate petropumping station (PPS) and on the site of the pipeline consisting of several stations, by means of the new integrated characteristic of quality of processes the parameter energoeffectivity PPS is offered. This parameter reflecting, as a matter of fact, efficiency of all station, serves as an objective measure of an optimality of technological processes, criterion of efficiency of use and an estimation of residual service life PPS.
Key words: automation of oil pipeline
transport; energoeffectivity; microprocessor system of automation; optimization; SCADA; technologi-cal modes.
опыта, интуиции и иных эвристических методов, производить управление системой. При этом качество управления, понимаемое как степень приближенности к минимуму потерь, зависит от выбора человеком набора параметров и от степени совершенства указанных эвристических методов.
Сформулируем задачу управления некоторым объектом как поддержание заданного уровня функции выгод Profits (1) при одновременной минимизации функции потерь Losses (2). Обе целевые функции, в свою очередь, являются функциями бесконечного множества переменных (3), (4).
Profits^ const; (1)
Losses ^ min (2)
где Profits = F(a, b, c, d,...). (3)
Losses = G(a, p, y, S,...). (4)
Как говорилось, человек-диспетчер в процессе управления вынужден подменять реальный закон поведения объекта (3), (4) на вымышленный (5), (6) с ограниченным количеством переменных и оценочно-приблизительным характером функции.
Profits ~ F1(a, b, c). (5)
Losses ~ G1(a, p, y). (6)
Действия диспетчера направлены, в первую очередь, на соблюдение условий задачи (1), поскольку это всегда задача поддержания основных параметров управления, которые доступны для наблюдения в режиме реального времени (для процесса нефтеперекачки — давление на выходе станции, расход нефти; для орбитальной станции — скорость сближения стыкующихся объектов, параметры их центровки).
Задача (2) минимизации потерь, как правило, дробится на множество сложно взаимосвязанных подзадач, поскольку видов потерь обычно много больше, чем выгод. Поэтому задача не имеет четких критериев отслеживания в реальном времени и констатируется post factum (по результатам смены, дня, месяца). Примером такой задачи для диспетчеризации транспорта нефти является процесс минимизации потребления электроэнергии по двухчасовым сводкам.
Таким образом, процесс управления приобретает приблизительный, неоптимальный характер. Задача минимизации потерь отступает на задний план, не имеет количественно выраженных интегральных критериев, описывающих всю систему, а не отдельные параметры, и выполняется лишь в отдельные моменты времени.
Представим теперь, что пределы наших знаний об объекте бесконечно расширились и в распоряжение диспетчера в каждый момент времени поступают не оценочные, а достоверно вычисленные параметры обеих функций, а также значения их энергетических эквивалентов. Энергетическим эквивалентом некоторого физического процесса будем считать энергию, затраченную на поддержание этого процесса в случае функции выгод и, наоборот, полученную от ослабления его влияния — в случае функции потерь. Представление параметра в виде энергетического эквивалента позволяет привести множество разнородных физических величин к сопоставимой размерности и оценить внос каждой величины в общий энергетический результат. Объект управления представляется в виде элемента, преобразующего получаемую из разных источников энергию различных видов в полезную энергию
(в данном случае, энергию потока нефти на выходе НПС) и энергию потерь, которую необходимо минимизировать. Исходя из обобщенного уравнения баланса энергии, мы можем утверждать, что энергетические эквиваленты функций (3) и (4) отличаются на величину энергетических потерь на преобразование. Наиболее информативным параметром являются не просто энергетические эквиваленты функций (3) и (4), а их отношение Z (7). Назовём эту величину показателем энергоэффективности (ПЭ).
Z= E(Profits) / E(Losses) (7)
В физическом смысле показатель энергоэффективности является коэффициентом, отражающим степень использования объектом всех составляющих интегральной величины энергозатрат.
Теперь действительно возможны оптимальные действия диспетчера. Они сводятся к поддержанию законов (8) и (9):
Profits^ const; (8)
Z ^ max. (9)
ПЭ удобен тем, что с первого взгляда дает представление о качестве режимов, технологических процессов и состоянии оборудования объекта, то есть является наглядным критерием оптимальности процессов 1. Его легко пересылать по сетям телемеханики и использовать в диспетчерских сетях более высокого уровня для оперативного управления.
В табл. приведены основные составляющие показателя энергоэффективности промежуточной нефтеперекачивающей станции.
Таблица
Основные составляющие показателя энергоэффективности НПС
Составляющие функции Е(ЬОББеБ) Составляющие функции Е(РгоШб)
Кинетическая энергия потока нефти на приеме станции Кинетическая энергия потока нефти на выкиде станции
Электрическая энергия, получаемая с вводов Тепловая энергия нагрева нефти при прокачке через насосы
Гидравлические потери на трубах и задвижках, потери на заслонках САР
Наряду с основными, оказывающими на процесс существенное влияние, имеется множество факторов с пренебрежимо малым влиянием или безразличных для процесса. К числу таковых факторов можно причислить потери энергии на вибрацию и шум электродвигателей и насосов, намагничивание элементов трубопровода, дросселирование потока в технологи-
ческих трубопроводах и регулирующих заслонках и т.д.
Показатель энергоэффективности вычисляется в программируемом логическом контроллере СА НПС и передается в диспетчерские пункты по каналам телемеханики. Типовая МПСА промежуточной НПС непрерывно обрабатывает около тысячи аналоговых и дискретных сигналов; практически все параметры, необходимые для вычисления ПЭ, штатно измеряются на НПС с помощью средств КИП и вводятся в БСЛВЛ-систему 2. Компоненты показателя берутся из МПСА непосредственно в случае их явного измерения или вычисляются по известным эмпирическим или аналитическим зависимостям механики, гидравлики, электротехники, теплотехники. К примеру, для вычисления кинетической энергии потока нефти достаточно данных, штатно измеряемых на каждой НПС ультразвуковым расходомером (скорость потока, масса). В ряде случаев целесообразно оперирование не энергетическими, а более распространенными мощностными характеристиками процессов, то есть, вычисление энергий за малые промежутки времени.
Основной вклад в показатель энергоэффективности НПС вносят параметры потребления и использования электрической энергии. Ряд параметров, необходимых для максимально точного вычисления ПЭ, но не используемых в типовых алгоритмах управления, может быть получен явно из смежных систем автоматизации — энергетических информационных систем НПС (АСКУЭ, АСТУЭ). Из систем измерения качества нефти могут быть явно получены точные величины вязкости, плотности, влагосодержания нефти.
Включение в расчет ПЭ дополнительных составляющих, описывающих энергетический результат процессов различной природы, повышает информационную ценность показателя. Такое углубление детализации может производиться поэтапно путем включения аналитического описания дополнительных компонентов или более точного описания имеющихся компонентов.
Доработка действующей системы автоматики с целью обеспечения измерения ПЭ возможна как при реконструкции станции, так и при постгарантийном обслуживании МПСА путем использования заранее подготовленных библиотек программ среднего и верхнего уровня.
Из вышеизложенного можно сделать следующие выводы:
1. Для оценки качества технологических процессов в многосвязных сложных объектах
управления, таких, как комплекс нефтеперекачивающих станций, целесообразно использовать новую интегральную характеристику -показатель энергоэффективности НПС, непосредственно отражающий степень преобразования всех видов энергии в полезную энергию.
2. Вычисление ПЭ становится возможным при использовании современных АСУ ТП. Одновременно сами автоматизированные системы, дополненные алгоритмом вычисления ПЭ, переходят на более высокий организационный уровень и приобретают новые эксплуатационные возможности. Так, например, становится возможным мониторинг КПД любого насосного агрегата НПС, отражение в реальном времени на экране АРМ оператора положения рабочей точки агрегата на напорной характеристике и ее перемещения при изменении режимов во взаимосвязи с состоянием всей трубопроводной системы.
3. Показатель энергоэффективности удобно использовать в качестве универсального критерия оптимальности в задаче оптимального управления 3. Помимо применения показателя как меры оптимальности технологических процессов в установившихся режимах, информативным является наблюдение характеристик тренда ПЭ в динамике изменения режимов перекачки. Динамические характеристики ПЭ могут служить иллюстрацией согласованности электродинамических, гидравлических, механических процессов в системе. Анализ динамики вноса отдельных процессов в общий показатель позволяет определить характер проявления конкретной несбалансированности, выявить слабое звено в системе, определить меры по системной координации процессов.
Максимальный эффект от использования ПЭ может быть достигнут в диспетчеризиро-ванных территориально-разнесенных системах за счет выработки оптимизирующих воздействий на нештатное снижение ПЭ в любой из подсистем.
Литература
1. Закгейм А. Ю. Введение в моделирование химико-технологических процессов. Математическое описание процессов.— М.: Химия, 1973. — С. 57.
2. РД-35.240.00-КТН-207-08. Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения. Руководящий документ АК «Транснефть».— М.— 2008.— 36 с.
3. Эйскхофф П. Основы идентификации систем управления: оценивание реакций и состояний.-М.: Мир, 1975.- С. 120.
