CC BY
334
УДК 621.3
Мваку У.М., Корнилов В.Ю.
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ
В статье приведён обзор компонентов технологического оборудования, а также этапов построения автоматизированных систем управления технологическими процессами, применяемыми при подготовке и транспортировке нефти.
Ключевые слова: нефть, подготовка и транспортировка, автоматизация производства, технологический комплекс, автоматизированная система управления, промышленные установки.
Нефть - уникальный и исключительно полезный ископаемый. Продукты его переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. Из нефти вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные и строительные битумы, моющие средства и многое другое. Не зря нефть называют «черным золотом». Как известно, добываемая нефть из скважин на промысле содержит большое количество воды, солей, газа и других примесей. Доведение нефти до требуемого качества по процентному содержанию солей и воды, а именно ее обессоливание и обезвоживание, называется промысловой подготовкой нефти.
Различие качественных характеристик добываемой нефти и ряд других условий породили многообразие применяемого технологического оборудования и широкий спектр технологических схем промысловой подготовки нефти. Известны термохимические установки подготовки нефти (ТХУ), установки по электрическому обессоливанию нефти (ЭЛОУ), установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В УКПН помимо обезвоживания и обессоливания осуществляется и стабилизация нефти, то есть отделение от неё легких, пропан бутановых и частично бензиновых фракций в специальных стабилизационных колоннах. С УКПН стабилизированная нефть требуемого качества подаётся через коммерческие узлы учёта нефти в магистральные нефтепроводы [1].
Задача автоматизации УКПН заключается в обеспечении оперативного автоматизированного контроля качества получаемой нефти, компьютерного контроля всех этапов подготовки нефти, контроля и управления
технологическим оборудованием. Далее детально изложены некоторые аспекты такого подхода: аппаратно - программные решения автоматизации для типовых технологических блоков подготовки нефти и технология выполнения традиционных этапов создания АСУ ТП подготовки нефти. [2]
Анализ широкого спектра технологического оборудования, применяемого при подготовке нефти в Татарстане, выявил наиболее часто применяемые технологические блоки: резервуары (рис. 1), насосы, теплообменники, отстойники (рис. 2), нефтегазосепараторы, подогреватели, печи (рис. 3), электродегидраторы, конденсаторы-холодильники, ректификационные колонны [1].
Рис. 1. Резервуар Рис. 2. Отстойник Рис. 3. Печь
Каждый из названных технологических блоков имеет различные модификации: по размерам, по исполнению (горизонтальное, вертикальное), по типу подогрева (огневой или паровой), по режимным показателям (температура, давление) и т.д. Как объект автоматизации каждый технологический блок имеет свою типовую группу параметров контроля и управления и, соответственно, свой типовой набор датчиков, исполнительных механизмов, преобразователей, блоков питания и т.д. В зависимости от технологических схем подготовки нефти в разных НГДУ используется разное количество технологических блоков в разной последовательности. Сигналы с датчиков каждого технологического блока группируются и распределяются на уровне контроллеров по разным принципам: по типу, назначению, по связи с определёнными событиями, оборудованием или этапами технологического процесса и т.д. [3]
Установка комплексной подготовки нефти производительностью 24 млн тонн нефти в год кроме перечисленных основных типовых технологических блоков имеет в своём составе очистные сооружения, факельное хозяйство, узел пресной воды, насосную производственно - дождевых стоков, блочную котельную и т.д. С каждого такого объекта сигналы поступают или на отдельно стоящий контроллер, или на контроллер в операторной [4].
Кроме режима сбора и контроля параметров по уставкам в современных АСУ ТП подготовки нефти важную роль играют режимы дистанционного и автоматического управления и регулирования. Дистанционное управление исполнительным устройством осуществляется по команде оператора с компьютера. Автоматический режим управления технологическим процессом реализуется двумя группами функций: логического или импульсного управления и автоматического регулирования.
Первая группа функций осуществляет автоматический пуск/останов насосов, вытяжных вентиляторов, открытие/закрытие шаровых кранов. Вторая группа функций осуществляет автоматическое регулирование таких параметров, как уровни, межфазные уровни, давление и расход нефти, путем управляющих воздействий на электроклапаны (например, УЭРВ-1М, КТ1- Ех) [5 ].
При разработке алгоритмов автоматического регулирования необходимо решать следующие вопросы: взаимосвязь контуров регулирования для ситуаций, когда изменение одного технологического параметра влечет изменение другого; учёт нелинейного характера объектов управления; выбор шага дискретизации. Для решения этих вопросов применимы методы математического и полунатурного моделирования. Требования к повышению качества получаемой нефти и организации экологического мониторинга приводят к увеличению количества технологических блоков в современных установках комплексной подготовки нефти и, как следствие, к увеличению количества параметров контроля и управления, что ведет к повышению сложности АСУ ТП УКПН в целом. Так, общее количество сигналов ввода - вывода средней АСУ ТП УКПН сейчас достигает 400 - 700, включая 30 - 50 контуров регулирования и дистанционного управления [3].
Как известно, создание сложных систем автоматизации проходит ряд основных этапов: проектирование и разработка АСУ ТП; сборка и монтаж комплекса технических средств (КТС); пусконаладка системы ав-
томатизации на объекте у заказчика; разработка эксплуатационной и технической документации, обучение специалистов заказчика. Накопленный богатый опыт по выполнению каждого из перечисленных этапов позволяет существенно сократить сроки и стоимость их выполнения [1].
Создание современных АСУ ТП комплексной подготовки нефти базируется на разработке проекта. Ввиду сложности и взрывоопасности УКПН выполнение подобного проекта разрешается только организациям, которые имеют соответствующие лицензии Госгортехнадзора РФ [2]. В структуре любой АСУ ТП можно условно выделить следующие уровни: нижний (оборудование КИП); контроллерного оборудования; комплекса технических средств АРМ оператора. Разработка сложного проекта АСУ ТП требует много времени, если отсутствуют готовые и проверенные типовые структурные и аппаратно-программные проектные решения для каждого уровня [6].
Автоматическое регулирование расхода перепускаемой нефти производится по поддержанию постоянного давления в напорном трубопроводе подачи нефти на пункт налива в автоцистерны [3]. Системой автоматизации насосов предусматривается: контроль давления нефти на приеме и на напорном трубопроводе; блокировка насосов при отсутствии жидкости в их корпусе и достижении минимального уровня в резервуарах; блокировка при повышении температуры подшипников; контроль и сигнализация утечки уплотняющей жидкости в уплотнении насосов; блокировка на останов насосов при повышении давления в бачках с уплотнительной жидкостью [7]. Основными функциями рассматриваемой системы являются: дистанционное автоматическое управление в соответствии с регламентом (регулирование, функционально-групповое управление, аварийная блокировка и отключение при возникновении предаварийных ситуаций, с регистрацией даты и времени срабатывания); контроль технологических параметров и состояния оборудования комплекса; архивирование информации и формирование отчетной документации [3].
Системой автоматизации парка предусматривается: контроль уровня в резервуарах; контроль и регулирование температуры в резервуарах; контроль межфазного уровня; контроль давления в газовом пространстве резервуаров; автоматически по уставкам минимального и максимального уровня в резервуарах [4].
В открытой насосной осуществляется контроль загазованности. Предусмотрена сигнализация о работе вентсистемы, загазованности объектов, а также противопожарная, контроль факельной системы [6].
Подводя итог, перечислим те преимущества, которые дают заказчику предлагаемые «опыт и фирменные типовые решения» при создании АСУ ТП подготовки нефти:
• эксплуатационную надежность принятых и внедренных у заказчика аппаратно-программных схем автоматизации;
• меньшую стоимость каждого этапа создания АСУ ТП, а значит, и всей системы в целом, в отличие от разовых, уникальных разработок;
• значительное сокращение сроков выполнения каждого из этапов, а значит, и всей АСУ ТП в целом;
• удобство работы заказчика с одной фирмой как с генеральным подрядчиком и ведущим исполнителем по основным этапам;
• возможность по хорошо документированным типовым аппаратнопрограммным решениям проводить сопровождение и модернизацию АСУ ТП УКПН.
Источники
1. Кузнецова С.Т. и др. Опыт разработки и внедрения АСУ ТП установок первичной переработки нефти. / Обзор. М.: ЦНИИТ Нефтехим, 1986. 41 с.
2. Беляков В.Л. Автоматизация промысловой подготовки нефти и воды.1. М.: Недра, 1988. 232 с.
3. Ельцов И.Д. Автоматизированная система управления технологическим процессом подогрева нефти. //Промышленные АСУ и контроллеры, № 10,2002. С. 17-18.
4. Веревкин А.П. Автоматическое управление технологическими процессами нефтепереработки по показателям качества продуктов. / Диссертация на соискание ученой степени доктора техн. наук. Уфа, 1999.
5. Справочник современных АСУ ТП // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1987. №3. С. 87 125.
6. Веревкин А.П., Кирюшин О.В., Соловьев В.Я. Моделирование и оптимизация процессов добычи нефти в динамике.//Вопросы управления и проектирования в информационных и кибернетических системах. Уфа: Изд-во УГАТУ. 2003. С. 175-180.
7. Оборудование и АСУТП для автоматизации объектов добычи, транспортировки и подготовки нефти / Каталог. Уфа: МОАО «Нефтеавтоматика», 2006. 120 с.
Зарегистрирована 18.11.2011 г.
