ії блоку якості УУН 20, призначеного для обліку нафт, перекачуваних по нафтопроводу Нижньовартовськ - Курган - Куйбишев в напрямку Самари, тобто потоковий аналізатор визначає вміст сірки в суміші тюменських і башкирських нафт. Система автоматичного компаундирования функціонує наступним чином.
Малюнок 2.1 Принципова схема автоматизованої системи компаундирования високосірчистих нафт на НПС Нурліно raquo ;: 1 - потоковий аналізатор сірки фірми ASOMA 682-HP; 2 - електропривідні поворотні заслінки GUIDE; 3 - вузол обліку нафти №19А; 4 - вузол обліку нафти №20; 5 - підпірні насосні агрегати; 6 - основні насосні агрегати; 7 - пристрій регулювання УР - 97; 8 - блок контролю якості.
У систему управління УР - 97 надходить інформація про зміст сірки в нафті від потокового аналізатора ASOMA, значення продуктивності підкачки високосірчистої нафти від УУН 19А, значення продуктивності перекачування нафти нафтопроводом Нижньовартовськ - Курган - Куйбишев від УУН 20, величина тиску на УУН 19 А, [13].
Алгоритм управління передбачає два контури регулювання: 1 - регулювання вмісту сірки в потоці нафти НКК, 2 - регулювання тиску на УУН 19А.
Перемикання з першого контуру на другий відбувається зниження тиску нижче заданого Р min=0,3 МПа, тобто тиск, нижче якого порушується достовірність обліку турбінного перетворювача витрати.
Алгоритм регулювання вмісту сірки передбачає два етапи регулювання. На першому етапі регулювання перевіряється виконання умови Р min? P? P max на вузлі обліку нафти 19А. Якщо ця умова не виконується, тоді включається другий контур регулювання і поворотом заслінок змінюється тиск.
На другому етапі регулювання перевіряються дотримання умов: Р min? P? P max і S=S 3, де S 3 - задане значення масової частки сірки в нафті; для НПС Нур-Ліно S 3=1,4%.
Якщо ця умова не дотримується, включається перша контур регулювання. При цьому можливі випадки:
. Р min? P? P max і S lt; S 3
2. Р min? P? P max і S gt; S 3
У першому випадку відкривається поворотна заслінка доти, поки S=S 3 з деяким допуском або до тих пір, поки P = P min і регулювання припиняється.
У другому випадку поворотна заслінка прикривається, поки Р min? P? P max і S=S 3. Якщо при цьому неможливо досягти регулюванням заданого значення вмісту сірки в нафті через збільшення тиску P gt; P max, передбачається світлова та звукова сигналізація, і диспетчер приймає рішення про збільшення перекачування нафти на Самару або зниженні (припинення) перекачування високосірчистої нафти.
При регулюванні вмісту сірки необхідно врахувати інерційність системи, обумовлену тим, що відстань між поворотними заслінками і потоковим аналізатором сірки становить приблизно 600 м, [13].
Результат регулювання (зміна положення поворотною заслінки) буде відомий через деякий час, необхідний для досягнення потоком з новою концентрацією сірки в нафті до потокового аналізатора. Це час складає орієнтовно 6 ... 8 хв. Після цього при необхідності процес регулювання поновлюється.
Для скорочення часу регулювання та виходу на стаціонарний режим компаундирования алгоритм управління передбачає запам'ятовування співвідношення витрати підкачувати високосірчистої нафти по УУН 19А і витрати потоку суміші нафт по УУН 20 за попередній час тривалістю 40 хв, протягом якого S= S 3. Це співвідношення витрат використовується для вгадування ступеня повороту заслінки на початку регулювання.
Витрати на впровадження автоматизованої системи управління компаундированием (вартість і монтаж потокового аналізатора сірки і системи управління УР - 97) склали 1,5 млрд руб.
Автоматизована система управління компаундированием високосірчистих є унікальною, вона вперше в Російській Федерації та в системі АК Транснефть введена в експлуатацію у ВАТ Уралсібнефтепровод у серпні 1997 р, була продемонстрована на Всеросійській нараді керівників і фахівців АК Транснефть та її дочірніх АТ МН, що відбувся 10-11 вересня п.р. в Уфі, де отримала позитивну оцінку з боку учасників наради, [13].
Експлуатація зазначеної системи гарантує забезпечення нормативних параметрів якості нафти в процесі її перекачки по системі трубопроводів АК Транснефть raquo ;, що в кінцевому підсумку дозволить підвищити надійність поставок нафти на НПЗ Росії і на експорт.
3. Технологічний розрахунок параме...
