К решению задачи оперативного управления процессами подготовки нефти Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Уфа: УГАТУ, 2007

Вестник уГА(Ту • управление, В(Т и И т 9 №4(22) с б4-б7

АВТОМАТИЗАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ И ПРОИЗВОДСТВАМИ

УДК 681.518:622.276

А. П. ВЕРЕВКИН, И. Д. ЕЛЬЦОВ, О. В. КИРЮШИН

К РЕШЕНИЮ ЗАДАЧИ ОПЕРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССАМИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Рассматривается специфика задачи оперативного управления процессами подготовки нефти по технико-экономическим показателям (ТЭП), связанная с необходимостью разработки методов и моделей расчета ТЭП, а также методов оперативной оптимизации режимов установок подготовки нефти. Оперативное управление; подготовка; нефть; технико-экономические показатели;

оптимизация

В настоящее время наблюдается изменение экономических условий разработки месторождений нефти, что связано с такими явлениями, как истощение месторождений и повышение обводненности нефтяной продукции, повышение себестоимости добычи из-за транспортных издержек, повышения стоимости электроэнергии, затрат на экологию.

Анализ литературы показывает [1, 2], что большие резервы повышения экономической эффективности производств добычи, транспорта и переработки нефти и газа связаны с решением «продвинутых» задач (задач усовершенствованного управления), в первую очередь — задач оперативного управления по технико-экономическим показателям (ТЭП).

1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

ОПЕРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ПО ТЭП

На содержательном уровне задача разработки системы оперативного управления по ТЭП формулируется следующим образом: требуется разработать автоматическую систему управления технологическим режимом установки подготовки нефти, которая обеспечивает оптимальность выбранного техникоэкономического критерия в режиме реального времени при условии выполнения ограничений на качество подготовки нефти при текущей нагрузке установки.

Формально задача расчета оптимальных управлений осуществляется на основе решения задачи оптимизации

и : X х и -¥ У;

<р : У -)• г: ф : У -)• в:

исиАОп

(1)

при ограничениях У С уд°п, О С (^д011, и С £7Д0П, где X — множество возмущений; У, в, — подмножества управлений, технологических параметров, показателей качества (ПК) подготовки нефти и ТЭП соответственно; ш, <^, ?/; — отображения (модели) связи входов с технологическими параметрами, технологических параметров (технологической ситуации или режима) в множества ПК и ТЭП соответственно; К — интегральный технико-экономический критерий, который в общем случае является эффективной сверткой оперативных ТЭП; индекс «доп» — означает «допустимые множества».

Очевидно, что задача управления достаточно сложна как с точки зрения размерности, так и в связи с необходимостью решать обратные задачи вида

У* =

(2)

к(г)

орі.

где символ «*» означает соответствие оптимальному решению.

Задача оперативного управления по ТЭП имеет ряд особенностей:

1. Структура системы управления, которая решает задачу, имеет иерархический вид [3]; уровни иерархии соответствуют трем подзадачам управления (поддержание технологических параметров, показателей качества и оптимизация ТЭП), решение которых различается методами получения информации, методами формирования управляющих устройств и временем принятия решений на управление.

2. Задача автоматического поддержания заданных значений технологических пара-

метров является традиционной и для ее решения используются автоматические системы регулирования (АСР) с типовыми регуляторами; информация о параметрах собирается с измерительных преобразователей.

3. Задача расчета и поддержания показателей качества продуктов решается на основе использования обратных, в общем случае — динамических моделей (аппроксима-торов). Информация о показателях качества должна быть получена в режиме «on line», т. е. за время, сопоставимое с постоянными времени объекта управления. Управляющее устройство, как правило, реализует один из вариантов ситуационного управления.

4. Особенность задачи оптимизации технологических режимов по ТЭП определяется тем, что такие показатели, например, как прибыль и рентабельность принято рассчитывать для уровня предприятия в целом и за достаточно большой период времени. Поэтому возникает необходимость во введении в рассмотрение оперативных аналогов данных показателей, расчет которых проводится по моделям без учета некоторых условно-постоянных факторов.

2. РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ ОПТИМИЗАЦИИ В ОПЕРАТИВНОМ РЕЖИМЕ

Спецификой задач оперативного управления по ТЭП является принципиальная необходимость широкого использования, в общем случае, динамических моделей процессов различного назначения и вида как для расчета ПК и ТЭП, так и для оптимизации качества процессов управления.

С учетом размерности, наличия многочисленных и разнообразных ограничений решение задачи управления можно обеспечить только на основе декомпозиции задачи, дискретизации состояний и подзадач, с обязательной координацией решений подзадач для выполнения системных ограничений на технологические параметры и ПК.

Предлагается вместо задачи (1) итеративно решать последовательность задач

Щ = {m|G(m) С вмш, и С [/Д011},

(3)

с остановом процесса оптимизации по заданной точности управлений.

Оперативный расчет качества подготовки нефти при оптимизации процесса подготовки нефти на блочных аппаратах подготовки неф-

ти типа «Малони» [3] проводился по аппрок-симационной модели вида:

т)и = Ао + -^1 ■ 'Пж + &2 ■ t-a.il + А3 ■ +

+ ^ 1 ' ,9дэ + А-о ' д% + -&6 ' ,9дэ ' ^аи + А7 ' Сж-

где% — обводненность нефти, %; £ап — температура в аппарате, С; — расход деэмульгатора, т/т; Qж — расход жидкости (водонефтяной эмульсии) в АМ, т/месяц; К^{г = = 1,... , 7) — коэффициенты.

Динамика учитывалась путем последовательного включения динамических элементов в виде инерционных звеньев с запаздываниями для каждого параметра, входящего в аппроксимационную модель.

В качестве оперативных ТЭП приняты такие показатели, как технологическая выручка (ТВ), затраты (З) и технологическая прибыль (ТП) за расчетный период [4].

Технологическая выручка определяется исходя из рыночной цены на нефть:

ТВ

где Цн — цена на нефть, которая является функцией обводненности нефти:

Пп=( — ) -Ци.эг,

V 71и)

где — обводненность эталонной нефти, %; Цн.эт — цена эталонной нефти, руб/т; А; — коэффициент, рассчитываемый по данным о рыночной стоимости нефтей разной обводненности.

Затраты на добычу нефти

— ^ /К '

где С — стоимость добычи жидкости на месторождении.

Затраты на деэмульгатор

3ДЭ = Сдз ' ДЭ;

где С — стоимость деэмульгатора; — расход деэмульгатора:

С? да = ,9дэ ' Qи-

Затраты на топливо зависят кроме стоимости топлива также от расхода жидкости в аппарате «Малони» (АМ) и поддерживаемой в АМ температуры. Функция затрат принята в виде

Зт = Ст • (Ав • С,)ж + Ад • + А10 ' ^аи);

где С — стоимость топлива; Яв, Яэ, #10 — коэффициенты, определяемые по данным о расходах топлива и жидкости.

Затраты на электроэнергию, расходуемую на перекачку отсепарированной нефти и воды:

С?ал = ' (А 11 ' С^и + А 12 ' С?ц);

где С — стоимость электроэнергии; , — коэффициенты, определяющие затраты электроэнергии на перекачку воды и товарной нефти соответственно.

Тогда суммарные затраты составляют:

3 = ”3! |()(' | | Здо5 | Здэ I Зт | 3^,;1 •

Расход товарной нефти из АМ может быть рассчитан по соотношению

^Ц = ^ж^~77ж(1-*аи-Ю-3),

100 — г]и

где — обводненность поступающей в АМ жидкости, %.

Здесь последний множитель учитывает потери нефти при нагреве. Исходя из кривой истинных температур кипения (ИТК) принято, что при увеличении температуры нефти на 100оС потери нефти в виде летучих фракций составляют примерно 10 %.

Выход воды из АМ может быть определен по формуле

^И -- ^/К ' >1ж ^11 ' ^/| I ■

Технологическая прибыль определяется как

тп = тв^з.

Решение задачи (3), т. е. определение оптимального значения можно получить пошаговой оптимизацией в пространстве варьируемых параметров: температуры в АМ и нормы деэмульгатора. Расход жидкости и ее обводненность относятся к возмущающим параметрам, так как определяются работой промыслов.

Описанный алгоритм исследовался применительно к технико-экономическим критериям частного вида:

1) ,

2) .

На рис. 1 и 2 показаны результаты моделирования и оптимизации режимов по двум управляющим параметрам: температуре эмульсии и расходу деэмульгатора.

2QOO 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 О

О 20 40 60 80 100 120

Рис. 1. Зависимость технологической выручки (млн руб.) от температуры (°С); верхний график получен при норме деэмульгатора 35 г/т, нижний - при 23 г/т

400 350 -300 -250 200 -150 100 50

L

-100 -1.

Рис. 2. Зависимость технологической прибыли (млн руб.) от температуры (°С); верхний график получен при норме деэмульгатора 35 г/т, нижний - при 23 г/т

В зависимости от стоимости деэмульгатора на основе оптимизации упомянутых параметров может быть выбран технологический режим, доставляющий оптимум интегрированному технико-экономическому критерию, так как по обоим ТЭП имеются ярко выраженные экстремумы.

3. ПРИЛОЖЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Описанный выше алгоритм применен для оптимизации процесса подготовки нефти на одном из месторождений Западной Сибири. Опытно-промышленная эксплуатация системы подтвердила правильность полученных результатов.

Проверка расчетов и отладка алгоритмов проводились на базе разработанной имитационной модели автоматизированного технологического комплекса, включающего четыре аппарата типа «Maloney» и соответствующую систему управления нижнего уровня.

ВЫВОДЫ

Результаты машинных экспериментов по моделированию и оптимизации управления процессом позволили сделать ряд выводов:

1. Оптимальные режимы при выборе различных интегральных ТЭП не совпадают, а значения ТЭП для этих режимов могут различаться на значения до 10-15 %.

2. Реализация оперативного управления по выбранным ТЭП должна проводится в классе адаптивных систем, так как параметры моделей и оптимальные решения зависят от возмущений.

3. Построение и использование автоматических систем управления по оперативным (технологическим) ТЭП целесообразно, так как позволяет существенно улучшить значения ТЭП.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. АСУТП. Справочник современных АСУТП // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1987. № 3. С. 87-125.

2. Ахметов, С. А. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа: учеб. пособие / С. А. Ахметов, М. Х. Иш-мияров, А. П. Веревкин [и др.] ; под ред. С. А. Ахметова. М.: Химия, 2005. 736 с.

3. Веревкин, А. П. Оперативное управление технологическими процессами подготовки нефти по технико-экономическим показателям / А. П. Веревкин, И. Д. Ельцов, Ю. И. Зозуля, О. В. Кирюшин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2006. № 3. С. 48-53.

4. Веревкин, И. А. Организационно-экономическое обеспечение разработки систем

оперативного управления нефтеперерабатывающими производствами : дис. ... канд. экон. наук / И. А. Веревкин. Уфа: УГНТУ, 2000.

С

Л

ОБ АВТОРАХ

Веревкин Александр Павлович, проф., зав. каф. автоматизации химико-технол. процессов Уфим. гос. нефт. техн. ун-та.

Ельцов Игорь Дмитриевич,

генер. дир. ЗАО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис», г. Когалым.

Кирюшин Олег Валерьевич,

доц. каф. автоматизации химико-технол. процессов Уфим. гос. нефт. техн. ун-та.