Файл: Методы, модели и алгоритмы повышения эффективности процессов добычи и транспортировки нефти и построения систем управления на основе нейросетевых и многомерных логических регуляторов с дискретными термами.pdf

33
Схема обеспечивает работу в энергоэффективном режиме от одного преобра- зователя частоты нескольких электроприводов насосной станции, а дополнитель- ная система датчиков позволяет в реальном времени контролировать параметры уровня, давления на входе и выходе и расход, токи и угловые скорости (рис. 19).
Рисунок 19 – Функциональная схема метода интеллектуальной адаптации логического регулято- ра к объекту управления: фаззификатор 1; блок логического вывода 2; дефаззификатор 3; испол- нительный орган 4; объект управления 5; датчик обратной связи 6; ПИД-регулятор 7; блок адап- тации коэффициентов ПИД-регулятора 8; сумматор 9; блок базы правил 10; блок идентификации технологического процесса 11; U(t) – значение задания; e(t) – ошибка регулирования; ∫e(t)/dt –
интеграл ошибки регулирования; e(t)/dt – производная ошибки регулирования; u
*
(t) – текущее значение параметра на выходе дефаззификатора 3; u(t) – текущее значение регулирующего пара- метра на выходе ПИД-регулятора 7; z(t) – усиленное текущее значение регулирующего парамет- ра на выходе исполнительного органа 4; L(t) – текущее значение регулируемого параметра; Т – вектор четких термов регулируемого L(t) и регулирующего z(t) параметров; U
T
– вектор термов на выходе блока логического вывода 2; X – вектор входных дискретных параметров объекта управления 5; Y – вектор выходных дискретных параметров объекта управления 5
Особенность предложенной схемы заключается в расширении управляю- щих свойств логического регулятора на основе программно-реализованной ба- зы правил объекта, получающей информацию с исполнительного устройства и внутренних параметров объекта автоматизации, а также обратных связей де- фаззификатора, обеспечивающих корректную подстройку коэффициентов ре- гулирования (рис. 20).
Функционирование представленного регулятора можно описать следую- щим образом: входы a” и b” фаззификатора 1 принимают дискретное значение величины сигнала, представленного одним из значений L
1
, L
2
, L
3
, L
4
…. L
10
ре- гулируемой переменной L(t).

34
Рисунок 20 – Функции принадлежности дискретных термов
Т
1
, Т
2
, Т
3
, Т
4
…. Т
10
регулируемой переменной L(t)
Далее фаззификатор осуществляет преобразование значения в терм линг- вистической переменной L, затем включается в работу система идентификации терма: если в системе сработало первое (0 ≤ L(t) < L
1
)/второе/третье…./последнее продукционное правило, из блока коэффициентов будут поданы соответству- ющие коэффициенты на ПИД-регулятор. Система управления периодически сканирует созданную систему правил:
1 8
9 10
Кп 12,7
ЕСЛИ
ТО
Ки 0,024
Кд
24,5
Кп 40
ЕСЛИ
ТО
Ки 0,25
Кд 1,05
Кп 43
ЕСЛИ
ТО
Ки 0,286
Кд 2,28
Кп 53
ЕСЛИ
ТО
Ки 0,423
Кд 8,08
L
T
L
T
L
T
L
T



 












В результате предложена функциональная схема метода интеллектуальной адаптации логического регулятора к объекту управления, позволяющая стаби- лизировать процесс транспортировки нефти на существующих объектах без существенного изменения схемы автоматизации.
В

35
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На основе проведенных исследований в диссертационной работе предло- жены новые методы, модели, программное обеспечение и алгоритмы, включа- ющие научно обоснованные технические и алгоритмические решения повыше- ния эффективности работы насосного оборудования системы добычи, транс- портировки и подготовки нефти, внедрение которых вносит значительный вклад в развитие нефтегазодобывающей отрасли Российской Федерации в части повышения эффективности автоматизированных систем управления техноло- гическими процессами добычи и транспортировки нефти.
1. Предложены методы построения автоматизированных систем управле- ния технологическими процессами на месторождении на основе нейросетевых моделей, где подсистемы добычи и транспортировки нефти – многосвязные, унитарные – включены в общую иерархическую структуру, так как обеспечи- вают решение задачи неопределенности информации об объектах и возможно- сти своевременного принятия решений и оперативного управления в реальном масштабе времени. На основе предложенных методов и модели выявлено, что скважина в среднем за сутки работает от 30 до 70 % времени, с 15÷45 циклами за сутки, с простоями по 15–30 минут. Согласно графику переходного процесса пуска привода скважины можно отметить, что в процессе пуска электромагнит- ный момент увеличивается на 65,8% относительно номинального, а токи стато- ра – на 75,4%. Увеличение значений параметров характерно для асинхронных электродвигателей, но, учитывая число циклов «пуск-останов», которое может быть более 40 за сутки, можно сделать вывод о том, что ресурс электродвигате- ля значительно снизится, следовательно, уменьшится и межремонтный период скважины, увеличатся затраты от ее простоя и потери нефти.
Это позволило повысить оперативность и адекватность интерпретируе- мой информации системе управления, что представляло существенную труд- ность для нефтегазодобывающего комплекса. Снижение неопределенности для данного технологического процесса означает надежное функционирование си- стемы с предсказуемыми результатами.
2. Разработан метод проектирования и управления распределенными мно- гомерными автоматизированными системами управления на основе логическо- го регулирования, где для управления насосным оборудованием применяются специально разработанные многомерные регуляторы с логической схемой ал- горитма функционирования регулятора, программной реализацией и логиче- ской схемой алгоритма контроля и регулирования технологического процесса.
Применение разработанных автоматизированных систем позволяет управлять нелинейными объектами в условиях неопределенностей, присущих современ- ным месторождениям. Анализ работы системы показал, что в результате непре-

36 рывного сканирования правил и вследствие того, что в ней имеется только одно продукционное правило, условная часть которого истинна, насосная станция смогла эффективно работать в условиях нечетко заданной информации. При этом значение регулируемой величины с достаточным быстродействием под- держивается в пределах номинального уровня с незначительной погрешностью
2÷7% и в редких случаях 12÷15%. Внедренный комплекс позволил снизить по- требление электроэнергии на 28,5% от существующей системы.
Предлагаемая система позволяет снизить затраты на эксплуатацию оборудования до 22% за счет более длительной эксплуатации системы. Кро- ме того, предложенный метод универсален и может быть использован на раз- личных типах добывающих и нагнетательных скважин, реализовывать раз- личны виды управления. Например, при реализации циклического режима автоматизации технологического процесса добычи нефти экономия электро- энергии составит до 17% в зависимости от типоразмера станка и установлен- ного привода.
3. Представлены средства и алгоритмы энергоэффективного управления как основы интеллектуального контроля и регулирования насосного оборудо- вания и насосных станций на месторождении. Использование предложенных средств и алгоритмов позволяет: осуществлять плавный пуск, автоматический пуск и торможение электроприводов от автономного источника электрической энергии соизмеримой мощности; управлять автоматизированным электропри- водом дожимной насосной станции; реализовывать адаптивное управление вы- соковольтными электроприводами в условиях неполной информации и распре- делять нагрузку между насосами. Предложенные методы автоматизированного управления электроприводом насосной станции охватывают элементы согласно системно-интегративному подходу для применения на них разработанных ме- тодов и алгоритмов логического и нейросетевого управления, а также пред- ставляют универсальные способы для повышения энергоэффективности работы отдельных подсистем.
Например, при пуске электродвигателя от системы автоматического управления с преобразователем частоты и широтно-импульсной модуляцией перерегулирование по угловой скорости снижается на 17 %, точность поддер- жания значения угловой скорости увеличивается на 2 %, значение ударного то- ка уменьшается на 66 %, значение ударного момента уменьшается на 268 %.
Также снижаются значения пускового тока на 98,5 % и пускового момента на
200 %, время переходного процесса уменьшается на 71,5 %. В результате на ос- нове полученных данных у заказчика появляется возможность предсказать ре- зультаты работы системы и провести предварительный анализ всех схем авто- матизации. Применение системы позволяет повысить качество регулирования и ее быстродействие, получить непрерывное управление от микропроцессорного

37 контроллера в реальном времени, в том числе в условиях неопределенностей и неполноты информации.
При этом регулирование угловой скорости рабочих валов насосов на ос- нове предложенных методов и алгоритмов позволяет сократить затраты на экс- плуатацию на 18 % и за счет исключения избытка давления в трубопроводной сети (погрешность регулирования не превышает 5 %). Согласно эксперимен- тальным данным можно утверждать, что идентификация режимов работы и анализ состояния скважинного оборудования на основе нейронной сети позво- лили на 10÷15 % сократить затраты на эксплуатацию скважинных систем. Си- стема также способна распознавать режимы работы, среднеквадратичная ошиб- ка практически достигает заданного значения 0,0001 и равняется 0,000867.
Кроме этого, модель структуры нейронной сети позволяет корректировать зна- чения параметров измерительных преобразователей, таких как ротаметры и вихревые преобразователи, для достижения эталонных значений. Согласно проведенному анализу экспериментальных данных, ошибка находится в пре- делах 5 %, что позволяет получать достоверные данные о расходе жидкости, а также прогнозировать координаты, измеряемые преобразователем.
4. Предложены средства математического обеспечения АСУ технологи- ческих объектов и процессов добычи, транспортировки и подготовки нефти, включающие модели электротехнических, гидравлических и механических объектов. Эти средства моделируют основные режимы функционирования электроприводов с использованием высоко- и низковольтных схемных реше- ний автоматизации, позволяющих осуществлять управление приводами насо- сов от многомерного логического регулятора с дискретными термами, осу- ществлять рациональный выбор оборудования и наиболее энергоэффективные режимы их работы, моделировать управление электроприводом насосного аг- регата с повышенным пусковым моментом при частотном регулировании и различными законами управления, исследовать прямой пуск асинхронного электродвигателя и систему с преобразователем частоты с широтно- импульсной модуляцией.
Эксперимент по моделированию работы интеллектуальной скважины на месторождении показал достаточную эффективность. Проведенный анализ ос- циллограмм переходного процесса пуска асинхронного электродвигателя вы- явил следующие факторы: под нагрузкой веса колонны штанг в момент пуска электродвигателя насоса электромагнитный момент увеличивается на 67 % от- носительно номинального значения, а ток фазы статора – на величину от 72% до 84% относительно номинального значения. Эти данные позволили спрогно- зировать ресурс работы установки и построить характеристики. Сделан вывод о том, что предложенная система позволяет прогнозировать ресурс, а также меж- ремонтный период скважины, и на основе этих данных появляется возможность

38 снизить затраты от простоя скважин и предполагаемой потери нефти. Кроме того, разработанная схема помогла обеспечить повышение циклического КПД привода станка-качалки, а также экономию электроэнергии на величину, со- ставляющую от 18% до 32% в зависимости от типоразмера системы и электро- двигателя, установленного на станке-качалке. На основе предложенного алго- ритма работы у предприятия появляется возможность определить рентабель- ность скважин в условиях неопределенности с достаточно высокой точностью –
73,5%.
5. Предложена архитектура, разработано информационное и программное обеспечение сбора и обработки данных АСУТП нефтегазодобывающими и нефтегазотранспортными объектами, включающее программный комплекс ав- томатизированной системы насосной станции и добывающей скважины, экспе- риментальный имитационный лабораторный стенд для моделирования режимов работы и переходных процессов, и оценки эффективности предложенных ре- шений. Разработанное программное обеспечение позволяет моделировать раз- личные схемы автоматизации, системы управления, методы и алгоритмы управления нефтедобывающими нефтегазотранспортными объектами.
Для работы системы реализован внешний микроконтроллерный модуль, обеспечивающий сопряжение и интеграцию по разработанному OPC- компоненту, что полностью позволяет реализовать предложенные методы и ал- горитмы управления. На основе опытной эксплуатации внедрение разработан- ного программного обеспечения позволяет: зарегистрировать удаленно ано- мальные режимы работы скважины и скважинного насосного оборудования; получить результат запроса о наличии осложнений с эффективностью порядка
98–99%. Полученные результаты позволили улучшить диагностирование рас- пределенного по месторождению оборудования, что положительно повлияло на снижение доли ремонтов на 23,5% и уменьшение простоя скважин на 33÷35% в зависимости от параметров системы.
Таким образом, для управления насосным оборудованием применены ме- тоды, алгоритмы и схема автоматического регулирования, основанные на базе предложенной теории построения нейросетевых и многомерных логических ре- гуляторов с дискретными термами в условиях нечетко заданной информации.
Насосные станции и нефтеперекачивающее оборудование применяются в нефте- газовой промышленности как базовый элемент управления технологическими процессами и производством нефтепродуктов. Основные положения и результа- ты диссертации могут быть использованы для решения комплекса важных науч- ных и практических задач интеллектуализации нефтегазодобычи. Поэтому даль- нейшим развитием исследований является усовершенствование методов, алго- ритмов, схем автоматизации насосного оборудования, а также систем управле- ния в рамках предложенного подхода и заложенных в диссертации основ.