Интегрированная информационно-управляющая система газовых промыслов предприятий Крайнего Севера

Интегрированная информационно-управляющая система газовых промыслов предприятий Крайнего Севера

Автор: Лыков, Анатолий Григорьевич

Шифр специальности: 05.13.06

Научная степень: Кандидатская

Год защиты: 2003

Место защиты: Москва

Количество страниц: 246 с. ил.

Артикул: 2620226

Автор: Лыков, Анатолий Григорьевич

Стоимость: 250 руб.

Интегрированная информационно-управляющая система газовых промыслов предприятий Крайнего Севера  Интегрированная информационно-управляющая система газовых промыслов предприятий Крайнего Севера 

СОДЕРЖАНИЕ
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. АНАЛИЗ ПРОБЛЕМ И ЗАДАЧ КОМПЛЕКСНОЙ АВТОМАТИЗАЦИИ СЕВЕРНЫХ ГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛОВ.
1.1. Газовый промысел как объект управления
1.1.1. Функциональноцелевой анализ процессов объектов ГП
1.2. Анализ проблем и задач интеграции АСУ ТП и построения ИИУС газовых промыслов
1.2.1. Проблемы и требования интеграции АСУ ТП и построения ИИУС
1.2.2. Направления и основные принципы интеграции АСУ ТП.
1.2.3. Уровни управления ГП
1.2.4. Тенденции развития ИИУС ГП
1.3. Анализ проблем автоматизации локальных технологических объектов газового промысла
1.3.1. Проблемы эксплуатации и задачи автоматизации газовых скважин кустов газовых скважин.
1.3.2. Проблемы эксплуатации и автоматизации газосборной сети
1.3.3. Анализ проблем и постановка задачи предупреждения и ликвидации газовых гидратов в системах сбора и подготовки газа
1.4. Постановка основных задач оптимального управления газовым промыслом
1.5. Постановка задачи синтеза структуры ИИУС газового промысла
1.5.1. Постановка задачи выбора структуры ИИУС ГП на начальном этапе.
1.5.2. Схема метода решения задачи.
1.6. Цель и задачи работы
Заключение по главе
2. АНАЛИЗ И ФОРМАЛИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ ГАЗА.
2.1. Формализованное описание технологических процессов функционирования газодобывающего предприятия.
2.1.1. Агрегирование технологических процессов ГП.
2.1.2. Пример агрегирования процессов добычи и подготовки газа
2.2. Построение моделей технологических процессов.
2.2.1. Математические модели процессов подготовки газа
2.2.2. Имитационное моделирование процессов абсорбции.
2.3. Модели агрегированных процессов
2.4. Формализованное описание процессов в информационноуправляющих системах
2.4.1. Основные конструкции и операции над процессами.
2.4.2. Система, объекты, задание процесса.
2.4.3. Алгоритмическая модель процесса
2.5. Принципы параметризации сцепленных процессов.
2.5.1. Структура системы как свертка треков процессов.
2.5.2. Описание подобных процессов.
2.5.3. Обобщенные операторы, вложенность, блоки
2.6. Разработка моделей компонентов процессной модели
2.6.1. Косвенный контроль параметров газосборного коллектора шлейфа установки комплексной подготовки газа
2.6.2. Косвенный контроль расхода газа в газосборном коллекторешлейфе
установки комплексной подготовки газа
Заключение по главе
3. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМИЧЕСКОГО И МЕТОДИИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ СИНТЕЗА СТРУКТУРЫ ИИУС.
3.1. Построение интегрированных систем управления
3.2. Основные направления интеграции в системах управления.
3.3. Согласование решений основная задача ИАСУ.
3.4. Иерархия программного управления
3.5. Многоуровневая адаптация в ИАСУ.
3.6. Декомпозиция общей задачи управления
3.7. Управление группой процессов
3.8. Принципы структурной декомпозиции ИИУС
3.9. Параметрическая и структурная оптимизация ИИУС
3 Размещение оборудования системы телемеханики газового промысла с применением методов графического анализа
3 Алгоритмы контроля, предупреждения и ликвидации газовых гидратов в системах сбора и промысловой подготовки газа
. Описание постановки и алгоритма решения задачи Косвенный
контроль гидратообразования
. Описание постановки и алгоритма решения задачи Косвенное
измерение расхода метанола.
. Постановка и алгоритм решения задачи Автоматическое управление
длительностью периодического открытия СК.
. Описание постановки и алгоритма решения задачи Аварийная
защита от загидрачивания.
Заключение по главе 3.
4. ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ ИИУС ГП И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ПРОВЕРКА РАЗРАБОТАННЫХ МЕТОДОВ И АЛГОРИТМОВ
4.1. Инженерная методика поэтапного проектирования, строительства и реконструкции АСУ ТП и ИИУС газовых промыслов.
4.2. Система сбора, передачи и обработки информации кустов газовых скважин.
4.2.1. Вариант автоматизации КГС на базе контроллеров с малым
энергопотреблением и многопараметрических датчиков
Структура системы.
Оценка энергопотребления
4.2.2. Вариант автоматизации КГС на базе контроллеров с малым
энергопотреблением и вычислителей расхода.
Структура системы.
Оценка энергопотребления
4.3. Система управления подачей и распределением ингибитора
гидратообразования метанола.
4.3.1. Особенности объекта управления, влияющие на проектные решения по
автоматизируемым функциям.
4.3.2. Описание информационной модели объекта и системы управления .
4.3.3. Цели и автоматизированные функции.
4.3.4. Характеристика функциональной структуры.
Подсистемы АС, функции и задачи, реализуемые в каждой подсистеме .
4.4. АСУ ТП и ИИУС северных газовых промыслов
4.4.1. ИИУС ГП1В валанжинского комплекса Ямбургского ГКМ
4.4.2. ИИУС ГП Заполярного ГНКМ
Заключение по главе
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


Алгоритмы управления технологическими процессами подготовки газа реализованы средствами централизованной одноуровневой АСУ ТП УКГТГ. Рис. Начало создания первых микропроцессорных АСУ ТП УКПГ приходится на е годы. В это время происходило обустройство крупнейших месторождений гигантов Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского. Затем, по мере разработки месторождений и интенсификации добычи газа, ГП обустраивались и до настоящего времени обустраиваются новыми объектами и автономными АСУ ТП. Анализ проектирования систем управления того времени показывает, что АСУ ТП УКПГ строились, как сосредоточенные системы централизованного управления. Автоматизация скважин, кустов скважин и газосборной сети не предусматривалась. Системы безопасности пожарной сигнализации, пожарообнаружения и управления пожаротушением, а также системы контроля загазованности строились как автономные системы на элементах жесткой не программируемой логики. Их интеграция в единую АСУ ТП УКПГ не предусматривалась. Контура регулирования основных технологических процессов строились по локальному принципу с использованием средств пневматического регулирования. Математические модели объектов управления не разрабатывались. Комплексных алгоритмов управления и оптимизационные задачи на уровне АСУ ТП УКПГ не предусматривались. Функции АСУ ТП были ограничены автоматизированным контролем, локальным регулированием и дистанционным управлением. Противоаварийная защита УКПГ была реализована методом блокировок и аварийных отключений. Принципы управления технологическими процессами основывались на экспертных знаниях сменного оператора и инженератехнолога. Рассмотрим особенности эксплуатации месторождения и особенности управления ГП во второй период. Как отмечалось ранее, время вхождения месторождения и ГП во второй период эксплуатации и его длительность зависит от многих факторов и в первую очередь определяется начальным пластовым давлением и проектом разработки месторождения. Исходя из начального пластового и устьевого давления, с учетом проектных отборов газа и прогнозируемым падением устьевого давления 0,4 МПа в год рассчитывается время интенсификации добычи газа. Для примера длительность первого периода эксплуатации ГП Ямбургского месторождения составила ориентировочно лет. Долговременная эксплуатация газоносных пластов приводит к постепенному снижению пластового давления, нарушению проектных режимов работы ГП УКПГ и невозможности выдерживания условий для эффективной подготовки и транспорта газа к промежуточному потребителю компрессорной станции КС . ГП и повысить эффективность работы технологического оборудования. ДКС. Решение задачи повышения добывных возможностей, приводит к необходимости расширения реконструкции технологического объекта, изменения его структуры, модернизации устоявшихся процессов и алгоритмов управления. Время перехода объекта управления ГП на новую структуру можно условно назвать началом второго периода эксплуатации. Рассмотрим первый способ увеличения добывных возможностей ГП за счет строительства удаленных кустов скважин и УПГТГ. Этот способ применяют в тех случаях, когда возникает необходимость ввести в эксплуатацию близлежащую залежь месторождениеспутник и этим отсрочить время вхождения ГП в компрессорный период эксплуатации. Для добычи, сбора и предварительной подготовки газа месторождения спутника в эксплуатацию вводится УППГ и АСУ ТП УПГТГ, при этом газ от дальних кустов проходит первичную сепарацию и подогрев на УППГ, а затем по коллектору большого диаметра подается на УКПГ. Примером могут служить созданные и создаваемые технологические комплексы УППГУКПГ на Уренгойском и Ямбургском месторождениях 7, . Укрупнение и создание более мощных структур характерно для второго и последующих периодов разработки месторождений и обустройства ГП. Схема ГП структуры скважины КГС ГС УППГ УКПГ и его система управления локальные АСУ ТП УКПГ и АСУ УППГ применительно ко второму периоду показана на рис. Ввод в эксплуатацию УППГ приводит к изменению структуры ГП, процессов, режимов и алгоритмов работы и предполагает изменение системы управления комплекса УППГ УКПГ.

Рекомендуемые диссертации данного раздела

28.06.2016

+ 100 бесплатных диссертаций

Дорогие друзья, в раздел "Бесплатные диссертации" добавлено 100 новых диссертаций. Желаем новых научных ...

15.02.2015

Добавлено 41611 диссертаций РГБ

В каталог сайта http://new-disser.ru добавлено новые диссертации РГБ 2013-2014 года. Желаем новых научных ...


Все новости

Время генерации: 0.223, запросов: 244