Разработка и исследование автоматизированной системы управления техническим состоянием газоперекачивающих агрегатов

ВВЕДЕНИЕ 3
1 ОБЗОР МЕТОДОВ ИДЕНТИФИКАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ 10
1.1 Задача идентификации технического состояния газоперекачивающих агрегатов на газокомпрессорных станциях 10
1.2 Основные принципы технического обслуживания газоперекачивающих агрегатов 16
1.3 Основные факторы, оказывающие влияние на загрязнение лопаток осевого компрессора 25
1.4 Существующие решения задачи идентификации и управления техническим состоянием газоперекачивающих агрегатов 29
1.5 Использование ассоциативных нейросетевых структур для решения задачи идентификации 31
2 РАЗРАБОТКА МОДЕЛИ ИДЕНТИФИКАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ 37
2.1 Идентификация технического состояния 37
2.2 Методика формирования набора обучающих векторов и нулевого слоя нейросетевой структуры 41
2.3 Разработка математической модели идентификации технического состояния 47
2.4 Емкость ассоциативной памяти нейросетевой структуры 52
2.5 Алгоритм решения задачи идентификации и прогнозирования 56
2.6 Разработка алгоритма обучения клеточного слоя нейросетевой структуры 58
3 АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ С ГАЗОТУРБИННЫМ ПРИВОДОМ 66
3.1 Разработка структуры системы 66
3.2 Организация электронного документооборота системы и подсистем обработки данных 70
4 ИССЛЕДОВАНИЕ И ОЦЕНКА АДЕКВАТНОСТИ РАЗРАБОТАННОЙ МОДЕЛИ ИДЕНТИФИКАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ 78
4.1 Организация сбора данных и прогнозирования 78
4.2 Верификация модели 84
4.3 Оценка точности для различных периодов функционирования ГПА 85
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 92
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 93

Весь текст будет доступен после покупки

Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.
Режим работы современного газопровода, несмотря на наличие станций подземного хранения газа, являющихся накопителями природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года.
В зимнее время газопроводы работают в режиме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличения расходов пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление газа снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения газа.
Оборудование и обвязка компрессорных станций (КС) приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом (ГПА), изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т.п.
Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу.

Весь текст будет доступен после покупки

1 ОБЗОР МЕТОДОВ ИДЕНТИФИКАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ

1.1 Задача идентификации технического состояния газоперекачивающих агрегатов на газокомпрессорных станциях

Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны [34].
Режим работы современного газопровода, несмотря на наличие станций подземного хранения газа, являющихся накопителями природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают в режиме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличения расходов пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление газа снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения газа.
Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом, изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т.п. [2].
Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу.
Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компремирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плановой (летом), отдельные КС могут быть временно остановлены [8,10].
Переменный режим работы компрессорной станции приводит к снижению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения от эталонного КПД ГПА.
Характерный вид графиков переменного режима работы газопровода при изменении его производительности показан на рисунке 1.1.
Из рисунка видно, что наибольшее влияние на режим работы КС и отдельных ГПА оказывают сезонные изменения производительности газопровода. Обычно максимум подачи газа приходится на декабрь-январь, а минимум - на летние месяцы года.
Расход газа, млн. м3/сут., через трубопровод длиной L км определяется формулой (1.1) (при давлении 0,1013 МПа и 20°С):
Q=105,1*10,2*10^(-6)*D^2.5 v((P_H^2-P_K^2)/(?*?_B*T_cp*Z_cp*L)), (1.1)

где D - внутренний диаметр газопровода, мм;
Рн и Рк - давление газа соответственно в начале и конце участка газопровода, МПа;
Тср - средняя температура по длине газопровода. К;
Zcp - средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа;
L - длина участка газопровода, км. [12,14].

Весь текст будет доступен после покупки

1. Аксенов, Д.Т. Снижение материально- и энергоемкости в газовой промышленности / Д.Т. Аксенов. - М.: Недра, 2022. — 306 с.
2. Александров, А.В. Проектирование и эксплуатация систем дальнего транспорта газа / А.В. Александров, Е.И. Яковлев. - М.: Недра, 2030. — 432 с.
3. Амосов, О.С. Интеллектуальные информационные системы. Нейронные сети и нечеткие системы: учебное пособие / О.С. Амосов. - Комсомольск-на- Амуре: ГОУ ВПО «КнАГТУ», 2023. - 104 с.
4. Антонова, Е.О. Мониторинг силовых агрегатов на компрессорных станциях / Антонова Е.О., Иванов И.А., Степанов О.А., Чекардовский М.Н. // - СПб.: Недра, 2020.-216 с.
5. Асаи, К. Прикладные нечёткие системы / К. Асаи, Д. Ватада, С. Иван; под редакцией Т. Тэрано, К. Асаи, М. Сугэно. - М.: Мир, 2023. - 184 с.
6. Барсегян, А.А. Методы и модели анализа данных: OLAP и Data Mining/ А.А. Барсегян. - СПб.: БХВ-Петербург, 2021.-336 с.
7. Белов, В.Г. О перспективах искусственного интеллекта / В.Г. Белов. — М.: Дело, 2022. - 82 с.
8. Белоконь, Н.И. Термодинамические процессы газотурбинных двигателей/ Н.И. Белоконь. - М.: Недра, 1969. — 125 с.
9. Бикчентай, Р.Н. Оптимизация тепловых режимов газопроводов и установок охлаждения газа / Р.Н. Бикчентай, М.М. Шпокаковский, А.Н. Козаченко. -М. : ПАО Газпром, 2023. — 298 с.
10. Бойко, А.М. Состояние и перспективы развития газотранспортной системы страны / А.М. Бойко, Б.В. Будзуляк, Б.П. Поршаков // Нефть и газ. - 2021.-№ 1.-С. 64-74.
11. Бордюков, Г.А. Фугитивные потери природного газа / Г.А. Бордюков, А.А. Апостолов //Газовая промышленность. - 2020. - № 10. - С. 12-14.

Весь текст будет доступен после покупки