Совершенствование распределенных систем контроля и управления технологическими объектами нефтегазодобычи на основе принципов самоорганизации

• Автор: Галимов, Ринат Равилевич
• Шифр специальности: 05.13.06
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2010
• Место защиты: Оренбург
• Количество страниц: 161 с. : ил.

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. Задача синтеза распределенных систем контроля и

управления РСКУ технологическими объектами нефтегазодобычи

1.1 Классификация и характеристика технологических объектов контроля и управления в нефтегазодобычи

1.2 Классификация и характеристика РСКУ

1.3 Анализ эффективности РСКУ и выбор критериев оценки качества системы контроля и управления

1.4 Выбор и обоснование принципов самоорганизации для оптимизации

и структурнопараметрического синтеза РСКУ.

1.5 Содержательная постановка задачи.

1.6 Выводы.
Глава 2. Разработка и исследование интегрированной модели многопараметрической оптимизации РСКУ
2.1 Разработка структуры интегрированной модели РСКУ.
2.2 Построение топологической модели РСКУ
2.3 Расчет топологической модели РСКУ на основе аналитических зависимостей затрат на каналы связи
2.4 Уточнение топологической модели с учетом данных цифровых карт местности
2.5 Построение модели пропускной способности РСКУ
2.6 Исследование пропускной способности РСКУ при различных характеристиках входного потока заявок.
2.7 Построение и исследование модели резервирования ресурсов средств обработки данных СОД.
2.8 Построение алгоритма и номограммы расчета параметров РСКУ на основе интегрированной модели
2.9 Выводы.
Глава 3. Синергетический метод многопараметрической оптимизации РСКУ технологическими объектами
3.1 Анализ и характеристика современных аппаратнопрограммных средств разработки РСКУ
3.2 Алгоритм оптимизации топологии РСКУ технологическими объектами с учетом рельефа местности.
3.3 Алгоритм распределения и выравнивания вычислительной нагрузки средств обработки данных и управления для различных базовых топологий РСКУ.
3.4 Разработка архитектуры программного обеспечения для структурнотопологического и структурнопараметрического синтеза РСКУ на основе пакета прикладных программ мСинар1
3.5 Обеспечение условий совместимости программного комплекса Синар1 с окружающей программной средой
3.6 Общий алгоритм оптимизации РСКУ в программном комплексе
Синар1.
3.7 Выводы.
Глава 4 Организационнотехнические решения по многопараметрической оптимизации РСКУ объектов нефтегазодобычи на основе синергетического подхода.
4.1 Разработка прототипа беспроводной сенсорной сети РСКУ на базе технологии i ВЕЕ
4.2 Оптимизация системы дистанционного мониторинга утечек трубопровода на основе резервирования контролирующих средств
4.3 Разработка рекомендаций по оптимизации топологии РСКУ технологическими объектами ООО БугурусланНефть
4.4 Разработка рекомендаций по структурнотопологическому синтезу РСКУ на основе программного комплекса Синар1.
4.5 Разработка рекомендаций по срукурнопараметричсскому синтезу режимов обработки данных СОД на основе программного комплекса 7 Синар1.
4.6 Оценка качества принятия решения в управлении технологическими объектами на основе оптимизации параметров РСКУ.
4.7 Выводы
Заключение
Список использованных источников


Большинство объектов нефтегазодобычи, такие как нефтяные и газовые скважины, эксплуатируются на открытом воздухе нефте и газопроводы проложены под землей, т. Необходимо отметить, что добыча нефти и газа является ресурсоемким производством. Для обеспечения рентабельности нефтегазодобывающих предприятий требуется обеспечить эффективное использование ресурсов, соответственно, и оптимальные режимы работы оборудования технологических объектов. Технологические объекты нефтегазодобычи являются опасными объектами с высокой вероятностью пожара или взрыва. Большую опасность для жизни людей и окружающей среды представляют также просто утечки газа или разлив нефти, загрязняющий земельные ресурсы, водные объекты и атмосферу. Ликвидация последствий требует больших временных затрат, а стоимостные затраты оцениваются миллионами рублей. Приведенная на рисунке 1. Данные особенности позволяют выделить ТО нефтегазодобычи в отдельный класс, контроль и управление которых должен проводиться непрерывно, дистанционно, с обеспечением требований надежности. Целыо построения данной классификации в настоящей работе является систематизация СКУ и определение объектной и предметной области исследований. ТО, описанных в пункте 1. СКУ ТО нефтегазодобычи ,,,5. Разработанная классификация систем контроля и управления представлена на рисунке 1. Рис. По топологии СКУ технологическими объектами различают централизованные и распределенные. В централизованных системах функции управления выполняет одно мощное средство обработки данных, а контроль состояния технологических объектов производится дистанционными средствами. В связи с большим количеством ТО нефтегазодобычи, их удаленностью друг от друга, в настоящее время все большее применение получают распределенные системы контроля и управления РСКУ. В РСКУ функции контроля и управления распределены между нескольким средствами обработки данных, что позволяет повысить надежность системы и обеспечить гибкость реконфигурации. К РСКУ относятся такие системы как 6. Регион, ПТК Мега, КаскадСау 4,,,, в которых функции контроля и управления распределены между локальными микроконтроллерами и диспетчерским пунктом. Локальные системы управления осуществляют контроль единичных объектов. Так станция управления скважиной МегаЭЦЫ, предназначена для автоматизации работы скважины с электроцентробежным насосом, оптимизации режимов работы и оперативного выявления аварийных ситуаций. Кустовые контроллеры обслуживают до нефтяных скважин, а такие системы, как Регион, ПТК Мега управляют более 0 различными технологическими объектами ,. В приложении Г приведен перечень функций РСКУ, реализуемых в Регион, а в приложении Д информационные потоки Тслескоп. Так как технологический процесс нефтегазодобычи непрерывный, а возможный ущерб от аварий большой, то необходимы СКУ, работающие в непрерывном режиме и позволяющие отслеживать изменения состояний технологических объектов в реальном времени. В связи с распределенностью ТО на большой территории необходимо обеспечить надежную передачу технологической информации и управляющих сигналов на большие расстояния. При этом также используют комбинированные каналов связи, позволяющие разработчику выбирать оптимальный вид связи для конкретного случая. Классификация подсистем АСУ ТП по уровням управления представлена на рисунке 1. Нижний уровень реализуется подсистемой локальной автоматики технологических объектов, в частности станцией управления УЭЦН . Диспетчерские пункты представляют средний уровень, осуществляющий управление подсистемами АСУ ТП нижнего уровня. Нефтегазодобывающее управление НГДУ осуществляет управление всеми диспетчерскими пунктами предприятия. Рис. Нижний уровень представляет локальную систему управления непосредственно технологических объектов месторождения, таких как нефтяные и нагнетательные скважины, групповые замерные установки, кустовые насосные станции. Локальная подсистема решает задачи автоматического регулирования технологических параметров и контроля состояния технологического оборудования на нижнем уровне.