ОПТИМАЛЬНЕ КЕРУВАННЯ РОБОТОЮ НАГНіТАЧіВ ПРИРОДНОГО ГАЗУ іЗ ВРАХУВАННЯМ ТЕХНіЧНОГО СТАНУГПА Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

УДК 622.691

Наведений стислий опис методу оптимального керування проце-сом компримування природного газу з врахуванням реального технчного стану газоперекачувального облад-нання. Математичн моделi проце-су побудоваш на основi тдуктивного методу моделювання.

ОПТИМАЛЬНЕ КЕРУВАННЯ РОБОТОЮ НАГН1ТАЧ1В ПРИРОДНОГО ГАЗУ 13 ВРАХУВАННЯМ ТЕХН1ЧНОГО СТАНУ ГПА

М.1.Горб^йчук

Завщувач кафедри* Конт.тел.: 8 (03422) 50-45-21 e-mail: [email protected]

Я . I. З а я ч у к

Асистент*

Конт.тел.: (+38097)668-30-05 8 (03422) 50-45-21 e-mail:[email protected] *Кафедра комп'ютерних систем та мереж

ФНтунг

вул. Карпатська, 15, м. 1вано-Франмвськ, УкраТна, 76019

Компресорш станцii мають надлишкову потуж-шсть, тому працюють не Bei агрегати, а тшьки ix ча-стина. В зв'язку з цим виникае задача вибору числа агрегаив, яю повиннi працювати паралельно i забез-печувати задану продуктивнiсть станцп. Окрiм цьо-го, для заданоi продуктивное^ компресорноi станцii, необxiдно добитись оптимального розподшу потокiв газу мiж окремими агрегатами з врахуванням техшч-ного стану газоперекачувального обладнання. А це задача вибору робочих режимiв окремих агрегапв за умови, що будуть забезпечеш мiнiмальнi затрати на ix експлуатащю.

Затрати на експлуатацiю компресорноi станцii iз ГТУ виражаються таким ствввдношенням:

N

min: R = C ^ qi ,

i=i

де, R - вартiсть роботи групи iз N агрегатiв, вiднесеноi до одиницi часу;

Сг - варпсть одиницi об'ему газу, що йде на споживання; qi - витрата газу вщнесена до нормальних умов, яку спо-живае i - й агрегат.

Задачею оптимiзацii, в нашому випадку, е вибiр числа обертiв ротора нагнiтача (як передбачений в тех-нологiчниx схемах КС параметр керування), виходячи iз мiнiмiзацii критерiю оптимальностi. Такий вибiр

повинен зд1иснюватись з врахуванням щлого ряду обмежень на процес компримування газу.

У в1дпов1дност1 з технолопчним режимом необхщ-но обмежити температуру газу на виход1 1з нагштача

- tг, температуру продукт1в згорання на виход1 1 ТНТ

- tвих.г.

Для безпомпажно'! роботи нагштач1в повинна бути обмежена нижня частота обертання п!тк1 для компре-сорного агрегату. При виконанш цих обмежень повинна також виконуватись вимога забезпечення задано! продуктивное^ КС.

Таким чином, метою оптимального керування про-цесом компримування природного газу е тдтримання тиску на виход1 КС на заданому р1вш при оптимальному розподШ навантаження м1ж агрегатами на основ1 фактичних характеристик ВЦН.

Для вир1шення задач керування процесом ком-примування природного газу актуальною е побудова адекватних процесу математичних моделеИ на основ1 експериментального спостереження за роботою па-ралельно працюючих ГПА на режимах 1х нормально! експлуатацп.

Розглянемо 1 - тий ГПА, як об'ект, який характеризуемся керуючою д1ею пн та зовшшшми впли-вами ^, де ] - номер зовшшнього впливу для 1 -го нагштача; ] = 1,г ; г- к1льк1сть зовшшшх вплив1в.

Сукупшсть величин Пн; та утворюють групу вхiдних величин ГПА. Реакщя керованого об'екта на вхiднi величини характеризуемся певними по-казниками роботи нагштача - вихiдними величинами у18 , 8 = , де V - юльюсть вихiдних величин.

Змкт вихiдних величин нагнiтача визначае задача керування. Для нагнiтачiв з газотурбшним приводом (ГТП) вихiдними величинами будуть [1]:

- витрата паливного газу;

- температура газу на виходi iз нагштача;

- температура вихлопних газiв ГТП;

- продуктившсть нагштача.

Кожна iз вихiдних величин е функщею керуючо! дii Пн; та 30внiшнiх впливiв ,

У, = ФВ (пн1,^) .

Проведений аналiз роботи компресорних станцiй [1,2] виявив, що для нагнiтачiв з ГТП - витрата паливного газу q , температура газу на виходi нагштача Ъг, продуктившсть нагштача Q , е функщями числа обертiв вала нагнiтача пн, температури газу на входi в нагштач Ъгв., степеня пiдвищення тиску газу е , тиску газу на входi в нагнiтач ргв., температури tc та тиску рс навколишнього середовища.

Для знаходження залежностей ф18 використаний iндуктивний метод моделювання [3,4], який заснова-ний на принцип самоорганiзацii i мiнiмального обся-гу апрiорноi iнформацii про об'ект.

При самоорганiзацii моделей використовуеться де-який генератор моделей-претендентiв, який визначае структури рiзноi складностi.

Самоорганiзацiя (ощнка за критерiями) дае мож-лившть вилучити спiввiдношення i зв'язки, яю е за-йвими чи випадковими. Шсля виключення явно не-придатних моделей вибираеться модель оптимальноi складностьПри реалiзацii iндуктивного методу мо-делювання допускаеться, що модель об'екта задана у виглядi полiномiальноi залежностi

у = 1* П<1', 1а* * п,

де, - коефiцiенти модели визначають на множинi А ;

а - степенi аргуменпв;

г - кiлькiсть аргументiв моделi (вхiдних змiнних об'екта);

ик - набiр вхiдних величин.

Для реалiзацii розробленого алгоритму побудови моделi розглянуто процес визначення залежностей витрати паливного газу qi та продуктивносп нагш-тача Qi вiд таких технологiчних параметрiв, як число обертiв вала нагштача п , температури газу на входi в нагнiтач Ъгв.;, степеня тдвищення газу е, тиску газу на входi в нагштач ргв.; та температури навколишнього середовища Ъс. Пiсля отримання адекватних математичних моделей процесу компримування природного газу можна приступити до виршення задачi оптимального керування нагштачами.

Виходячи iз мiнiмальних затрат на компримуван-ня газу, визначаеться необхвдна кiлькiсть працюючих компресорiв з врахуванням !х технiчного стану. Поим визначаються технологiчнi режими для кожного газо-перекачувального агрегату.

В таблиц 1 наведеш вихiднi данi, а в таблиц 2 - розв'язок задачi знаходження необхщно! кiлькостi агрегатiв на прикладi Волинсько! КС №3.

Таблиця 1.

Вихщш данi для знаходження необхщноТ кiлькостi працюючих агрегатiв

Типи нагштача 16ГЦ2-395/53-766

Загальна юльюсть нагштач!в 1 1 1 1 1

З них: в резерв!/ ремонт! 0/0 0/0 0/0 0/0 0/0

Ресурс оптим!зацГ! 1 1 1 1 1

Продуктившсть, м3/год 1350000 1350000 1350000 1350000 1350000

Таблиця 2

Результати розв'язку задач! знаходження необхщноТ

к1лькост1 нагн1тач1в

Типи нагштача 16ГЦ2-395/53-766

Заданий об'ем

перекачки КС, м3/год 3850000

Ресурс оптим1зацй 1 1 1 1 1

Оптимальна 1 1 1

юльюсть агрегапв

Об'ем перекачки, м3/год: 4050000

загальнии

по нагштачах 1350000 1350000 1350000 - -

В процесi експлуатацп газоперекачувальних агре-гатiв (ГПА) природного газу вщбуваеться змiна !х техшчного стану, пiд дiею експлуатацiйних факторiв. Вплив таких факторiв визначаеться, серед шшого [5], режимами роботи, властивостями робочого середо-вища, впливом оточуючо! атмосфери, а також якiстю i своечаснiстю проведення ремонтних робiт, вико-нанням обслуговуючим персоналом правил техшчно! експлуатацii. Вплив конструктивно-виробничих та експлуатацшних факторiв на показники роботи ГПА носить випадковий характер i проявляеться у !х вщхи-леннi вщ паспортних даних. Таким чином, актуальною е задача врахування техшчного стану кожного iз на-гнiтачiв при розробщ методу оптимального розподiлу навантаження мiж ними, при !х паралельному сполу-ченнi.

З врахуванням всього сказаного вище задача оптимального керування набуде такого вигляду:

К (п) = С (ni),

1=1

П^ ni * П1=1,2,3,4,5 (1)

й = N¿^(п^.

1=1

де ni - оберти 1-го нагштача;

N - необхщна юльюсть нагнiтачiв;

к1 - коефiцiент завантаження 1-го нагштача.

Коефвдент завантаження нагштача визначаеться на основi таких дiагностичних показникiв технiчного стану, як:

- коефiцiент техшчного стану нагштача за полггро-тчним к.к.д.;

1=1

к=1

к=1

- коефщ1ент техшчного стану газотурбшного дви-гуна за потужшстю;

- в1брошвидк1сть та в1броперемщення (максималь-ш значення з ус1х контрольованих точок);

- стан моторно'! оливи (концентращя продукт1в спрацювання).

Методика визначення коефщ1енту завантаження нагштача описана в роботах [6,7].

По вщношенню до керуючих дш п задача оптимь зацп (1) е задачею нелшшного програмування (НП-задач1). Основними методами, як1 застосовують для розв'язку таких задач е методи штрафних 1 бар'ерних функцш, методи приведених град1ент1в 1 проекцш град1ент1в, методи модифжованих функцш Лагранжа та методи спроектованого лагранж1ана. При розв'язку НП-задач цими методами наряду 1з оптималь-ним значенням и визначають 1 множники Лагранжа X . Розв'язок задач1 оптимального керування роботою нагштач1в природного газу здшснено саме методом множниюв Лагранжа.

Розглянемо задачу адаптивного керування ком-примування газу, коли працюють три агрегати на КС-3 "Долина". При цьому компримування газу вщбуваеть-ся за таких умов:

температура газу на вход1 в нагштач1 ^.в.=20°С; стутнь стискування газу - £ =1.35; тиск газу на вход1 в нагштач1 - Ргв=49кгс/см2 (4,9 МПа);

температура навколишнього пов1тря - ^=6°С. тиск навколишнього середовища - Рс=716мм.р.ст. Загальна продуктившсть нагштач1в складае - й0-= 64170Нм3/хв.

Обмеження на змшш задача

температура газу на виход1 нагштач1в не повинна перевищувати +60°С;

температура вихлопних газ1в не повинна переви-щувати +460°С.

Осюльки ГПА, як1 встановлеш на КС оснащеш газотурбшними приводами, а варт1сть одинищ об'ему газу, що Иде на спалювання однакова для вс1х газотур-бшних привод1в, критерш оптимальност вибраний в такому виглядк

к(п)=с (п1)+q2(П2)+q3(п))

А обмеження задач1 будуть такими:

П,„,„ < П < £:„„„

N-(^1 (11)+ к2Ц2 (12 )+ к3Ц3 (Пз )) = й

Значення коефщ1ент1в завантаження ГПА при-ймають значення: к1 = 0,3391; к2 = 0,3376; к3 = 0,3303 Результат розв'язку задача

п* =82,3%, п2 =96,95%, п3 =92,54%.

Оберти нагштач1в задаш у вщсотках вщ '!х ном1-нальних значень, тобто:

п1 =0,823п1н , п2 =0,9695п2н, п3 =0,9254п3н.

Розроблеш алгоритми оптимального керування роботою нагштач1в природного газу, як1 враховують як поточний стан об'екта, так 1 вплив зовшшнього середовища на роботу компресорних агрегат1в, лягли в основу синтезу системи адаптивного керування про-цесом компримування природного газу. Запропонова-на система придатна для керування як однотипними, так 1 р1знотипними нагштачами, як1 працюють за па-ралельною схемою включення.

Лиература

1. Горбшчук М.1., Когутяк М. I., Ковашв 6. О. Математичне

моделювання процесу компримування природного газу. // Розвщка та розробка нафтових 1 газових родовищ.

- 2003. - № 3(8). - С. 21 - 26.

2. Горбшчук М.1., Когутяк М. I., Ковашв 6. О. Оптим1защя

технолопчно-го режиму компримування природного газу. // Нафтова 1 газова промисловють. - 2003. - № 6. - С. 40 - 42.

3. Ивахненко А. Г. Индуктивный метод самоорганизации

моделей сложных ситем. - К.: Наукова думка, 1981.

- 296 с.

4. Ивахненко А. Г., Мюллер Й. А. Самоорганизация прогно-

зирующих моделей. - К.: Техшка, 1985. - 219 с.

5. Трубопровщний транспорт газу./ М. П. Ковалко, В. Я.

Грудз, В. Б. Михалюв, Д. Ф. Тимгав, Л. С. Шлапак, О. М. Ковалко. - К.: Арена-Ево, 2003. - 600 с.

6. Горбшчук М.1., Когутяк М. I., Заячук Я.1. оптимальний

розподш навантаження м1ж вщцентровими нагштачами природного газу з врахуванням !х техшчного стану. // Науков1 вють - 2007. - № 1(11). - С. 131 - 136.

7. Горбшчук М.1., Когутяк М. I., Заячук Я.1. Метод ранжу-

вання газоперекачувальних агрега^в природного газу за !х техшчним станом. // Нафтогазова енергетика. - 2008.

- № 1(8). - С. 21 - 26.

0