WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Ограниченность сведений о необходимых объектах телемеханических операций и методах телеизмерения технологических параметров привела к тому, что первые устройства были разработаны применительно к условиям отдельных нефтедобывающих районов, участков и даже несовершенных технологических схем.

В начале 1970-х гг. происходит интенсивное построения аппаратуры на типовых узлах и блоках; существенное изменение подхода к построению устройства; выработка рациональных методов передачи информации;

переход к адресными и комбинированным устройствам; широкое использование полупроводниковой техники.

Однако к достоверности передачи информации возрастали требования, которые, в свою очередь, связаны с выдвижением новых задач передачи и улучшения качества каналов связи нефтепромысловой телемеханики. В связи с этим большое распространение получили устройства с частным методом селекции, в которых в качестве избирательных признаков для выбора и исполнения команд использовались импульсы с частотным заполнением.

Создание устройств, удовлетворяющих новым требованиям, оказалось возможным с разработкой новой элементной базы второго поколения — логических и функциональных субблоков комплекса. Первым таким устройством явился созданный в 1965 - 1968 гг. НИПИнефтехимавтоматом совместно с Грозненским филиалом ВНИИКАНефтегаза (ныне НПО «Промавтоматика») телемеханический комплекс ПАТ «Нефтяник» (ТМ-600), с установкой которого, с одной стороны, полностью решались вопросы телемеханизации ГЗУ для измерения дебита нефтяных скважин; с другой стороны телеуправление скважинами с различными способами эксплуатации, телеконтроль за их функционированием и управление работой ГЗУ с помощью этого комплекса осуществлялись одновременно. При его эксплуатации был разработан модернизированный вариант с улучшенными техническими характеристиками ТМ-600М и специализированный вариант для морских НГДП эстакадного типа - комплекс «Каспий». Эти комплексы были использованы на многих нефтяных объединениях страны.

В эти годы в НИПИнефтехимавтомате были разработаны телемеханические комплексы: ТМ-620-01 для объектов поддерживания пластового давления (ППД) и электроснабжения; ТМ-660Р «Хазар» с УКВ радиоканалом связи для объектов, расположенных на отдельно стоящих платформах (основаниях) морских НГДП; вычислительный комплекс УВК «Газлифт» с использованием управляющей вычислительной машины (УВМ) для охвата скважин с газлифтным способом добычи нефти и выполнения функций ТС, ТИТ, ТИИ (по дебитным параметрам скважин), ТУ, ТР (телерегулирования), а также решения оптимизационных задач.

Перспективным становится обеспечение совместной работы телемеханических комплексов и управляющих вычислительных машин с возложением на последних функций обработки информации, формирования управляющих воздействий, стабилизации состояния объектов, оптимизации заданий и др.

Приобретает немаловажное значение возможность подключения различных первичных измерительных устройств (вибрационно-массовых расходомеров, плотномеров, датчиков расхода электроэнергии и др.), локальных устройств управления, блоков местной автоматики, разработанных и усовершенствованных в 50 - 60-е годы. В связи с этим по результатам исследований была разработана автоматическая система управления (стабилизации) режимами работы группы газлифтных скважин.

3. Задачи автоматизации объектов нефтяного производства Развитие нефтедобывающей промышленности нефти базируется на совершенствовании техники и технологии добычи, на строительстве нефтедобывающих комплексов с применением блочного автоматизированного оборудования.

Первые работы по автоматизации технологических процессов добычи нефти в Советском Союзе проводились на Бакинских нефтепромыслах в 1930-х гг. и носили чисто экспериментальный характер.

Работы по автоматизации и телемеханизации в нефтедобывающей промышленности страны приобрели комплексный характер в конце 1950-х гг., когда был создан ряд специализированных институтов и КБ. В числе этих организаций в 1957 г. был создан Научно-исследовательский и проектный институт по комплексной автоматизации нефтяной и химической промышленности («НИПИнефтехимавтомат»). В институте функционируют научно-исследовательские подразделения, специализирующиеся в области соз- дания и внедрения АСУ ТП, производствами и предприятиями в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности, нефтехимической промышленности, а также в системах и на объектах транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов. По 1959 г. в институте проводилась разработка основных направлений комплексной автоматизации производственных процессов нефтегазодобычи. В этих работах были обоснованы и решены вопросы выбора необходимых объектов автоматизации, и телемеханизации, и выявлены перечни средств, и систем общепромышленного назначения, так и новых оригинальных разработок, необходимых для осуществления работ по комплексной автоматизации производственных процессов нефтедобывающих предприятий.

До 1958 г. усилия разработчиков были направлены на модернизацию общетехнических средств контроля и регулирования технологических процессов и внедрение их на отдельных предприятиях нефтедобычи.

Существенный скачок в области автоматизации контроля и управления в нефтедобыче связан с успехами в области электроники и пневматики.

К началу 1960-х гг. были разработаны: средства, позволяющие осуществить автоматическое регулирование режима работы компрессорных скважин; автоматическую групповую продувку конденсационных сосудов на компрессорных станциях; автоматическую периодическую откачку жидкостей из глубинно-насосных скважин; автоматический сброс промысловой воды из отстойников; различные датчики, исполнительные и управляющие элементы.

С 1959 г. началось освоение этих средств и систем на приборостроительных заводах Азербайджанской ССР, одновременно был разработан ряд проектов комплексной автоматизации производственных процессов нефтедобывающих предприятий.

К системам телемеханизации нефтяных скважин типа ЧТП, разработанных НИПИнефтехимавтоматом, подключено свыше нефтяных скважин в различных районах СССР — в Азербайджане, в Туркмении, в Узбекистане, на Украине, на Сахалине, с помощью систем автоматического телеизмерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках типа АКМ замеряется продукция около 9000 скважин.

С 1969 г. начался период коренного технологического перевооружения нефтяной промышленности на базе внедрения блочного автоматизированного оборудования для добычи, подготовки нефти, газа и воды, внедрения индустриальных методов обустройства нефтяных промыслов. При этом комплексно решались вопросы совершенствования технологии и автоматизации производства.

При разработке и внедрении автоматизированных систем управления НИПИнефтехимавтомат осуществлял весь комплекс работ, включая исследование объектов, выработку идеологии и объемов автоматизированного управления, проведение необходимых теоретических исследований, разработку и промышленное освоение специализированных технических средств, работы по алгоритмизации и программированию, а также проектно-изыскательские работы и оказание технической помощи при внедрении.

Одним из основных направлений работ являлось создание АСУ ТП добычи нефти при различных способах эксплуатации скважин: газлифтном, шахтном, с помощью штанговых гидропоршневых и электроцентробежных погружных насосов.

НИПИнефтехимавтомат разработал первую в нефтяной промышленности СССР АСУ ТП газлифтной добычи нефти с помощью которой решались задачи идентификации характеристик скважин, оптимального распределения рабочего агента по скважинам, централизованного контроля параметров технологического комплекса, формирования оперативных документов.

4. Становленение автоматизации в нефтепереработке и нефтехимии Возникновение приборов и аппаратов для регистрации и контроля параметров процессов нефтяного дела и вообще промышленных процессов явилось основанием использования их в нефтехимическим процессах и переработке нефти и газа.

Использование контрольно-измерительных приборов, а также разработка автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) дало возможность более четко сохранять технологические параметры, а это в свою очередь привело к увеличению выхода получаемых продуктов на 1,5 - 2 %, а главное, регулирование процессами повысило качество получаемых продуктов. Автоматизация отдельных блоков нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств явилось причиной увеличения производительности установок на 5 – 8%.

Снижениея норм расхода сырьевых и энергетических ресурсов.

Разработка первых АСУ ТП была начата в 60-е годы XX века. 70-е годы были отмечены высокими показателями по увеличению объема перерабатываемой нефти на 25 – 30% и предполагалось широкое развитие работ по реконструкции действующих технологических установок и всемирной интенсификации существующих технологических процессов, включая разработку и внедрение в тот период современных систем автоматизированного управления технологическими процессами – АСУ ТП.

В этот период были сданы в эксплуатацию 115 образцов АСУ ТП на базе ЭВМ. Общий эффект от эксплуатации этих систем, несмотря на их опытный характер и неполное использование составил 23,5 млн. руб. в 1970 г., а в целом за 8-ю пятилетку – 80 млн. руб. В нефтеперерабатывающей промышленности было внедрено 19 АСУ ТП, средний срок окупаемости составил 1, 6 года.

В 80-е годы планировалось создать и внедрить около 2000 АСУ ТП в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Одна из первых отечественных АСУ ТП первичной переработки нефти внедрена в 1970 году. Система реализована на базе УВМ УМ-1.

СКБ НПО «Нефтехимавтоматика» и Институтом кибернетики АН УССР в течении ряда лет проводились работы по управлению процессом первичной переработки нефти с применением вычислительной машины «Урал-14Д» в замкнутом контуре управления.

Интенсификация процесса в результате внедрения АСУ была обусловлена следующими факторами: стабилизацией качественных показателей нефтепродуктов; увеличением глубины отбора светлых нефтепродуктов не менее, чем на 1,85%; увеличением производительности установок (в пределах 5 – 8%); снижением удельных норм расхода сырьевых и энергетических ресурсов; сокращением непроизводительных расходов.

Ввиду того, что установки первичной переработки нефти находятся во главе НПЗ и во многом определяли условия работы остальных установок, улучшение эффективности ее работы весьма существенно для общей эффективности работы НПЗ.

4.1. Автоматизация установок первичной переработки нефти (АТ) Основными особенностями автоматизации установок первичной переработки нефти являются:

1. В результате ректификации нефти получается несколько целевых продуктов, каждый из которых должен удовлектворять определенным требованиям к показателям качества.

2. Ректификационные колонны, являющиеся основными аппаратами установки АТ, представляют собой объекты с несколькими взаимосвязанными регулируемыми переменными. Кроме того, сами аппараты установки являются звеньями единой технологической цепи, взаимосвязанных между собой, с дополнительными связями из-за регенеративных циклов. Все это определяет существование сильно развитых взаимосвязей между параметрами процесса.

3. Подлежащие управлению показатели качества продуктов только частично поддаются непрерывному изменению и большая часть их становится известными лишь после лабораторных анализов, что обуславливает запаздывание во времени не менее, чем на три, четыре часа. Исходя из этого, оперативное управление ведется по режимным параметрам.

4. Из-за головного положения установки АТ в комплексе производства НПК (нефтеперерабатывающего комплекса) возникают дополнительные возмущения как со стороны подачи сырья, так и со стороны последующих цехов, являющихся потребителями продуктов первичной перегонки. При этом важным являются следующие возмущения:

а) изменение заданий по производительности установки и номенклатуре переработки со стороны системы управления заводом б) возмущения, связанные с периодическими технологическими операциями (переключение секций холодильников, резервных насосов и т.п.).

в) возмущения, связанные с суточными и сезонными изменениями атмосферных условий (колебания температуры циркуляционной воды и т.п.) д) возмущения из-за непредвиденных конфликтных и предаварийных ситуаций и нелогичных реакций обслуживающего персонала.

Существующая система автоматизации процесса первичной переработки нефтеустановки АТ реализована на уровне контроля и стабилизации отдельных режимных параметров и сигнализации предаварийных состояний.

На рис. 1 приведен анализ систем контроля и регулирования по блокам:

1. Блок фракционирования нефти:

Температура верха колонны регулируется острым орошением. На линии орошения К-1 установлен клапан – регулятор расхода «ВЗ» с коррекцией по температуре верха К-1.

На линии сброса сухого газа из Е-1 установлен регулятор давления (поз.

358), регулирующий давление «до себя».

На линии подачи полуотбензиненной нефти в печь П-2 установлены регуляторы расхода.

Контроль температуры дымовых газов над перевалами печей П-1, П-2 и на линиях выхода осуществляется на каждом потоке с помощью термопар.

Температура перевалов печи П-1 регулируется клапанами, установленными на линии подачи газообразного и жидкого топлива к форсункам с коррекцией по температуре выхода продукта из печи П-1.

Орошение колонны К-2 регулируется регулятором расхода, а балансовое количество бензина отводится в К-4 с помощью регулятора.

НА: линии сухого газа из Е-2 установлен регулятор давления («до себя» типа ВО).

На трех потоках мазута, выходящих из низа колонны К-2, установлены регуляторы расхода мазута с коррекцией по уровню в К-2.

На линии выкида насоса Н-14, отводящего целевой продукт – фр. 180240 С из К-3/1, установлен клапан - регулятор уровня; на линии выкида насоса Н-15, отводящего целевой продукт – фр. 240-300 С из К-3/2, установлен клапан - регулятор уровня, на линии выкида насоса Н-16, отводящего фр. 300-350 0С.

Для регулирования подачи пара в К-2 на линии пара установлен клапан – регулятор расхода, а для секции колонны К-3 установлены регуляторы расхода пара.

Таким образом, в результате анализа вышеизложенного и материалов обследования функционирования установки АТ, можно сделать следующие выводы:

1. На установке АТ стабильно функционируют следующие системы регулирования:

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»