Автоматизированная система управления процессом компаундирования сернистых и высокосернистых нефтей

Изобретение относится к средствам автоматизации и может быть использовано в трубопроводном транспорте для компаундирования потока высокосернистых нефтей путем подкачки сернистых нефтей при перекачке нефти из нескольких трубопроводов в общую магистраль, по которой смесь нефтей транспортируют к потребителю. Технический результат - обеспечение поддержания заданных показателей качества компаундированной нефти, контроля давления с поддержанием его не ниже заданного в нефтепроводе с сернистой нефтью при подкачке сернистых нефтей в поток высокосернистых нефтей для компаундирования, обеспечение учета количества нефти, направляемой потребителю по общей магистрали, и количества сернистой нефти. Автоматизированная система компаундирования сернистых и высокосернистых нефтей содержит, по крайней мере, два нефтепровода для перекачки разносортных нефтей. Предусмотрена возможность подкачки потока сернистой нефти в поток высокосернистой нефти. На нефтепроводе сернистой нефти установлен блок измерения параметров потока сернистой нефти, измеритель расхода, блок измерения качества, регулятор расхода и давления. На нефтепроводе для смешанной нефти установлены измеритель расхода, блок измерения качества, анализатор содержания серы. Система содержит блок управления, содержащий контроллер и вычислительные устройства, взаимосвязанные с измерителем расхода на нефтепроводе сернистой нефти, и измерителем расхода на нефтепроводе для смешанной нефти. Информационные выходы измерителей расхода сернистой нефти и расхода смешанной нефти, блока измерения параметров потока сернистой нефти, анализатора содержания серы в смешанной нефти, блоков измерения качества соединены с блоком управления. Обеспечена возможность воздействия информационного выхода блока управления на заслонку регулятора расхода и давления. Блок управления содержит для компенсации инерционности системы и повышения оперативности регулирования дополнительные вычислительные устройства соотношения расхода сернистой нефти к расходу потока смешанной нефти для определения по заданному алгоритму требуемого значения производительности потока сернистой нефти, при котором будет обеспечиваться на потоке смешанной нефти содержание серы и/или плотности, равное заданному значению. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к средствам автоматизации и может быть использовано в трубопроводном транспорте для компаундирования потока высокосернистых нетей путем подкачки сернистых нефтей при перекачке нефти из нескольких трубопроводов в общую магистраль, по которой смесь нефтей транспортируется к потребителю.

Система предназначена для контролирования и регулирования процесса компаундирования - смешения нескольких потоков нефтей с целью обеспечения необходимых качественных характеристик смешанного потока нефти.

Нефти различных месторождений отличаются по химическому и физическому составу. По химическому составу все нефти довольно близки между собой и состоят из двух основных элементов - углерода и водорода, на долю которых приходится 97-99% всего состава. Содержание в нефти, других элементов - серы, кислорода, азота - обычно не превышает 1-2%, и лишь в виде исключения достигает 3-5% преимущественно за счет серы, которая присутствует в нефти в виде органических соединений - сульфиды, меркаптаны и др. и частично - в свободном состоянии. Содержание в нефти сернистых соединений ухудшает качество нефти и вызывает серьезные осложнения в процессах добычи, переработки нефти из-за коррозии внутренних поверхностей нефтепроводов и другого оборудования.

Одной их важных физических характеристик нефти является ее плотность. Плотность нефтей изменяется в широких пределах. Например, по ГОСТ Р 51858-2002 в зависимости от значения плотности, выхода светлых фракций и содержанию парафина нефти подразделяются на пять типов: 0 - особо легкие; 1 - легкие; 2 - средние; 3 - тяжелые; 4 - особо тяжелые или битуминозные. Значение плотности при температуре 20°С для типа 0, менее 830 кг/м3, а для типа 4 - более 895 кг/м3. Как правило, содержание серы в легких нефтях относительно мало.

Физико-химические характеристики нефти, в том числе процентное содержание серы, плотность нефти определяют ее качество. По существующим нормам при экспорте нефти массовая доля содержание серы в нефти, отпускаемой потребителю, должна быть не более 1,8%, а плотность - не более 865 кг/м3 при стандартных условиях.

По классификации в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 нефти по содержанию серы делятся на классы: по содержанию серы до 0,6% (массовые проценты) нефти относятся малосернистым; от 0,61% до 1,8% к сернистым; от 1,81 до 3,5% к высокосернистым и свыше 3,5% к особо высокосернистым.

В последнее время наблюдается тенденция увеличения содержания серы в добываемых нефтях в месторождениях Российской Федерации, такая тенденция увеличения содержания серы в добываемых нефтях прогнозируется и в перспективе. Таким образом, в смеси нефтей, перекачиваемых по магистральным трубопроводам, наблюдается и будет наблюдаться увеличение содержания серы, и при этом цена нефти может уменьшаться при продаже нефти нефтедобывающими предприятиями потребителям и на экспорт. Поэтому необходимо беречь ресурсы сернистой и малосернистых нефтей и их использовать рационально при смешивании с потоком высокосернистых нефтей. Поскольку существует корреляционная зависимость между содержанием серы, плотностью и выходом светлых фракций при переработке, актуальным становится вопрос о размещении потоков с высоким содержанием серы. Таким образом, для нефтедобывающих предприятий встает вопрос о рациональном распределении грузопотоков, чтобы сохранить выручку при продаже потребителям как внутри страны, так при поставке экспорт. Поскольку нефтепроводные предприятия оказывают услуги нефтедобывающим предприятиям по перекачке нефти по магистральным трубопроводам, и по их сдаче потребителям и на экспорт, такую задачу о рациональном распределении грузопотоков могут решать нефтепроводные предприятия.

Себестоимость сдаваемой продукции и прибыль поставщиков продукции находятся в прямой зависимости от показателей качества и количества (объема) принятых на переработку нефтей и сданной потребителю смеси нефтей. Так, например, уменьшение количества подкачиваемой сернистой нефти меньше заданного значения в поток высокосернистой в процессе смешивания этих потоков приводит к ухудшению качества смеси (содержание серы в смеси может быть выше заданного значения), а поставка потребителю смеси нефти с меньшим, чем оговорено в договоре между поставщиком и потребителем, содержанием серы, приводит к увеличению количества подкачиваемой сернистой нефти, т.е. неоправданно расходуются ресурсы сернистой нефти, или уменьшению количества подкачиваемой высокосернистой нефти, что может создать проблему с размещением добытой высокосернистой нефти.

Путь решения проблемы размещения высокосернистых нефтей может заключаться в компаундировании разносортных нефтей за счет запаса качества по некоторым показателям.

Компаундирование - это процесс рационального смешения разно-сортных нефтей или нефтепродуктов для получения смеси требуемого качества. Например, могут быть следующие варианты схемы рационального смешения:

1. В поток сернистой нефти подкачивается поток высокосернистой нефти и после смешения формируется поток сернистой нефти.

2. В поток высокосернистой нефти подкачивается поток сернистой нефти и после смешения формируется поток сернистой нефти.

3. В поток малосернистой нефти подкачивается поток сернистой нефти и после смешения формируется поток малосернистой нефти.

4. В поток сернистой нефти подкачивается поток малосернистой нефти и после смешения формируется поток малосернистой нефти.

5. В поток высокосернистой нефти подкачивается поток особо высоко-сернистой нефти и после смешения формируется поток высокосернистой нефти.

6. В поток особо высокосернистой нефти подкачивается поток высоко-сернистой нефти и после смешения формируется поток высокосернистой нефти.

При безрезервуарной сдаче нефти учет количества перекачиваемой по нефтепроводам определяют по показаниям расходомеров. Данные о физико-химическом составе нефти получают на основе лабораторного анализа средней нефти пробы, отбираемой пробоотборником в потоке или приборами, установленными на потоке.

Для обеспечения учета количества и контроля показателей качества перекачиваемой нефти по магистральным трубопроводам для сдачи потребителям (на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) или на экспорт) на нефтеперекачивающих станциях (НПС) используются автоматизированные системы измерения количества и показателей качества нефти (СИКН).

Известна автоматизированная система компаундирования, предусматривающая подкачку высокосернистой нефти в поток сернистых нефтей и управление показателями качества потока жидкости, полученной в результате смешения потоков, поступающих по трубопроводам в емкость для смешения, содержащая устройство регулирования потока, блок управления, управляющий выход которого взаимосвязан с устройством регулирования потока, блоки измерения параметров потока высокосернистой нефти, измеритель расхода потока высокосернистой нефти и измеритель расхода смешанного потока, при этом выходы блока измерения параметров потока высокосернистой нефти и измерителя расхода высокосернистой нефти, измерителя расхода смешанного потока взаимосвязаны с соответствующими информационными входами блока управления, блок измерения показателей качества смешанного потока снабжен анализатором содержания серы, устройство регулирования потока предназначено для регулирования давления и расхода потока высокосернистой нефти и снабжено регуляторами давления и расхода. (RU 2158437 G05D 11/ 02, 25.06.1999). Указанная система выбрана в качестве ближайшего аналога.

Известная система позволяет обеспечить поддержание заданных показателей качества компаундированной нефти (содержания серы или плотности) за счет непрерывного контроля качественных показателей этого потока и регулирования расхода потока нефти с высоким содержанием серы, обеспечение контроля давления в нефтепроводе с высокосернистой нефтью, поступающей в общую магистраль, с целью поддержания давления в этом трубопроводе выше давления, соответствующего режиму испарения - порогу кавитации, обеспечение учета количества нефти, направляемой потребителю по общей магистрали и количества высокосернистой нефти.

Техническое решение вышеуказанной системы можно применить для случаев смешения потоков по вариантам 1, 3 и 5 (фиг. 1).

Однако могут быть случаи, когда имеется необходимость подкачивать при компаундировании поток сернистой нефти в поток высокосернистой нефти (вариант смешения 2, или подкачивать поток малосернистой нефти в поток сернистой нефти (вариант смешения 4), или подкачивать поток высокосернистой нефти в поток особо высокосернистой нефти (вариант смешения 6)

Система компаундирования по патенту №2158437 «Автоматизированная система управления процессом компаундирования нефтей» не может обеспечить управление компаундированием для таких случаев. Потому что в известном техническом решении, чтобы уменьшить содержание серы в общем потоке (после смешения) необходимо заслонку в регуляторе расхода на линии высокосернистой нефти нужно прикрывать для уменьшения расхода подкачки нефти, а для увеличения содержания серы в общем потоке необходимо заслонку приоткрывать. Для случаев смешения по вариантам 2, 4, 6 алгоритм управления смешением, будет следующим: например, для варианта 2: для уменьшения содержания серы в общем потоке заслонку на линии сернистой нефти необходимо приоткрывать для увеличения производительности подкачки, а для увеличения содержания серы заслонку прикрывать, т.е. управляющие воздействия на заслонку регулятора расхода должны быть в точности наоборот, чем предусмотрено в техническом решению по известному патенту.

Задачей изобретения является создание автоматизированной системы управления компаундированием сернистых и высокосернистых нефтей с достижением следующего технического результата: обеспечение поддержания заданных показателей качества компаундированной нефти, обеспечение контроля давления и поддержания давления не ниже заданного минимального значения в нефтепроводе с сернистой нефтью при подкачке сернистых нефтей в поток высокосернистых нефтей для компаундирования, обеспечение учета количества нефти, направляемой потребителю по общей магистрали, и количества сернистой нефти.

Технический результат достигается тем, что автоматизированная система управления процессом компаундирования сернистых и высокосернистых нефтей содержит, по крайней мере, два нефтепровода, по которым перекачиваются разносортные нефти, которые поступают в емкость для смешения, и нефтепровод для смешанной нефти, при этом согласно изобретению поток сернистой нефти подкачивается в поток высокосернистой нефти, на нефтепроводе сернистой нефти установлен блок измерения параметров потока сернистой нефти, измеритель расхода, блок измерения качества, регулятор расхода и давления, на нефтепроводе для смешанной нефти установлены измеритель расхода, блок измерения качества, анализатор содержания серы; система содержит блок управления, содержащий контроллер и вычислительные устройства, взаимосвязанные с измерителем расхода на нефтепроводе сернистой нефти и измерителем расхода на нефтепроводе для смешанной нефти, информационные выходы измерителей расхода сернистой нефти и расхода смешанной нефти, блока измерения параметров потока сернистой нефти, анализатора содержания серы в смешанной нефти, блоков измерения качества соединены с блоком управления, информационный выход которого воздействует на заслонку регулятора расхода и давления.

В качестве емкости для смешения используют приемный коллектор подпорной насосной нефтепровода с высокосернистой нефтью.

Значение настройки регулятора расхода и давления для поддержания давления на линии сернистой нефти не ниже минимального значения выбирается равной величине давления, обеспечивающего достоверность показания измерителя расхода (условие бескавитационного режима работы расходомеров).

В блоке управления предусмотрена световая или звуковая сигнализации для оповещения персонала об отклонениях, обнаруженных блоком измерения параметров потока сернистой нефти, блоком измерения качества потока смешанной нефти, измеренных показателей указанных потоков от заданных значений.

Блок управления содержит для компенсации инерционности системы и повышения оперативности регулирования, дополнительные вычислительные устройства соотношения расхода сернистой нефти к расходу потока смешанной нефти, определяющие по специальному алгоритму требуемое значение производительности потока сернистой нефти, при котором будет обеспечиваться на смешанном потоке содержание серы и/или плотности, равное заданному значению. Соотношение расходов необходимо для возможности оперативности регулирования содержания серы и поддержания значения серы в потоке смешанной нефти в пределах заданного значения по специальному алгоритму. Для учета количества сернистой нефти и нефти, подаваемой в нефтепровод для смешанной нефти, система содержит вычислительное устройство, взаимосвязанное с измерителем расхода потока сернистой нефти и измерителем расхода потока смешанной нефти.

На фиг. 1 показаны схемы рационального смешения, на фиг. 2 представлена принципиальная технологическая схема системы компаундирования сернистых и высокосернистых нефтей, на фиг. 3 функциональная схема автоматизации по данному предложению. Система содержит: 1, 2, нефтепроводы для сернистой, высокосернистой нефти, соответственно; 3с - регулятор расхода и давления; 4с - блок измерения параметров потока сернистой нефти (давления); 5с, 5см - измерители расхода, соответственно, на линии сернистой нефти и потока смешанной нефти; 6 - емкость для смешения; 7с, 7см - блоки измерения качества на линии сернистой нефти и потока смешанной нефти (плотномеры); 8см - анализатор содержания серы на потоке смешанной нефти; 9 - блок управления (БУ), 10 - резервуарный парк НПС для высокосернистой нефти; 11 - нефтепровод для смешанной нефти; 12 - подпорная насосная; 13 - основная насосная. Индексы при цифрах «см» и «с» означают для потока смешанной нефти и сернистого потока, соответственно. Блок управления 9 включает в себя вычислительные устройства ВУ 14, ВУ 15, ВУ 16 и контроллер К 17, ячейку памяти вычислителей 18, где хранятся результаты вычисления, в дальнейшем эти результаты используются контроллером К 17.

Система автоматически отслеживает (контролирует) давление на линии СН с точки зрения обеспечения бескавитационной работы расходомеров узла учета нефти для обеспечения достоверности показаний. Система автоматически поддерживает давление Р на узле учета

где Р _min - минимальное значение давление на узле учета, при котором и выше которого будет обеспечиваться бескавитационный режим работы турбинных преобразователей расхода. Значение минимального давления, при котором будет обеспечиваться нормальная бескавитационная работа измерителей расхода вычисляется по формуле, приведенной в работах (А.Ш. Фатхутдинов, М.А. Слепян. Н.И. Ханов и др. «Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче транспортировке и переработке». Москва, Недра. 2002, стр. 205),

где P_min - минимальное избыточное давление в выходном коллекторе СИКН, МПа, (измерителя расхода), Ру - абсолютное давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти на СИКН, МПа,

ΔР_ТПР - перепад давления в преобразователе расхода (измерителя расхода) По данному техническому решению вводится дополнительное вычислительное устройство для вычисления с определенной периодичностью и контроля соотношения расходов на линии подкачки сернистой нефти и на линии потока смешанной нефти для возможности плавного и оперативного регулирования содержания серы по специальному алгоритму.

Дело в том, что при применении регуляторов расхода можно предусмотреть регулирование расхода на линии подкачки СН путем изменения положения заслонки регулятора расхода по прямой пропорциональности, при котором регулирование обеспечивается дискретно и занимает определенное время. Например, если содержание серы меньше заданного значения, то заслонка прикрывается на некоторую величину (которая определяется при настройке) и результат регулирования будет известен через некоторое время за счет инерционности системы, связанной с расстоянием от точки смешения и до места установки анализатора содержания серы, т.е. поток с новым содержанием серы после регулирования подходит к блоку измерения качества (БИК) потока смешанной нефти через время, которое равно отношению расстояния от точки смешения и до места установки анализатора содержания серы к скорости потока, и время еще увеличивается на дискретность выдачи значения содержания серы анализатором на потоке, которое составляет примерно 240 с, и время необходимое на позиционирование заслонок регулятора расхода составляет примерно 4 с. Новое значение содержания серы в потоке смешанной нефти может быть больше заданного значения, тогда блок управления дает управляющее воздействие на регулятор расхода, и заслонка будет приоткрываться на некоторую величину (которая определяется при настройке) и снова содержание серы может быть меньше или больше заданного значения. Таким образом, регулирование будет дискретным с определенным шагом и требует некоторого времени, пока не установится на смешанном потоке содержание серы, равное заданной величине. Периодичность выполнения замеров и, как следствие, частота выполнения корректировок производительности компаундирования зависит от изменения режима перекачки или содержания серы в трубопроводах сернистой/ высокосернистой нефти и складывается из следующих составляющих:

- продолжительность движения сернистой нефти от точки смешения нефтей (приемный коллектор подпорной насосной) до анализатора содержания серы t_смеси;

- время обработки результатов измерения массовой концентрации серы анализатором содержания серы t _{серомер}, составляет 240 секунд;

- время выдачи управляющего воздействия на регулятор и время быстродействия регулятра t _{регулятор}, составляет примерно 4 секунды. Таким образом, данный временной интервал составляет:

Т=t_смеси+t _{серомер} + t _{регулятор}

Например, если расстояние от регулятора расхода, установленного на нефтепроводе сернистой нефти до блока измерения качества смешанной нефти, где определяется качество нефти, в том числе содержание серы, принять 300 метров, а среднюю скорость потока примерно 1,2 м/с, то результат регулирования после срабатывания заслонки регулятора расхода, будет известен через время, равное:

т.е. через 8 минут 23 секунды.

Следующее управляющее воздействие будет после истечения этого времени. Для исключения этого недостатка целесообразно в вычислительном устройстве предусмотреть вычисление требуемого значения соотношения расходов на линии подкачки сернистой нефти и потока смешанной нефти, (т.е. необходимой доли количества сернистой нефти, подаваемой на смешение в общем количестве смешанной нефти) и регулировать заслонкой регулятора расхода таким образом, чтобы на измерителе расхода сернистого потока было установлено это требуемое значение расхода, при котором на потока смешанной нефти будет значение серы, равное заданному значению для возможности плавного регулирования содержания серы по специальному алгоритму. Рассмотрим более подробно предлагаемый алгоритм процесса регулирования.

Содержание серы и значение плотности при смешении подчиняются закону аддитивности (прямой пропорциональности), с учетом этого уравнение материального баланса будет иметь вид, для содержания серы:

где, G_CM, G_CM -массовый расход потока высокосернистой, сернистой и потока смешанной нефти, соответственно;

S_BCH, S_CH, S_CM содержание серы в потоках высокосернистой, сернистой и потока смешанной нефти, соответственно, в массовых процентах;

С учетом

Из уравнения (3), с учетом, соотношения (4)

имеем

Аналогичное уравнение для плотности потока смешанной нефти, будет

где ρ_ВСН, ρ_СН, ρ_СМ - значение плотности в потоках высокосернистой, сернистой и потока смешанной нефти, соответственно, в кг/м³;

Соотношение (6) и (6¹), показывает, что регулировать содержание серы и плотности на потоке смешанной нефти можно обеспечить изменением соотношения производительностей потока сернистой нефти к производительности на потоке смешанной нефти. Текущее соотношение производительностей находим из (6) при регулировании по содержанию серы

где G¹_CH - текущее значение массовой производительности сернистого потока, при котором содержание серы в смеси отличается от заданной величины, т.е при этом соотношении содержание серы равно S_CM, и его значение может быть больше или меньше заданного значения содержания серы

Определим какое требуемое соотношение производительностей необходимо установить для того чтобы содержание серы на потоке смешанной нефти было равно заданному значению

где - заданное содержание серы в смешанном потоке.

G_CM=G_BCH+G_CH

Необходимое значение массового расхода подкачки сернистой нефти находим из (8)

Могут быть следующие случаи при регулировании содержания серы: 1) S_cм > S_{см зад} или 2) S_см < S_{см зад} 3) S_см = S_{см зад.}, аналогично при регулировании по значению плотности 1) ρ _см > ρ _{см зад} или 2) ρ _см < ρ _{см зад} 3) ρ _см = ρ _{см зад.},

Для определения на какую величину нужно корректировать производительность подкачки сернистой нефти, если при регулировании заслонками регулятора расхода не достигли заданного значения серы, вычтем из соотношения (8) соотношение (7) и после преобразований получим:

Поскольку расходомером производится измерение объемного расхода, то необходимо вычислить значение требуемого расхода сернистого потока в объемных единицах. Из формулы (8), с учетом, что: G_CH=ρ_CH⋅Q_CH; G_СМ=ρ_CM⋅Q_CM, имеем:

Или при регулировании по значению плотности, имеем:

где Q_CH, Q_CM - производительность в объемных единицах (м³/с) показания расходомеров на потоках сернистой и смешанной нефти, соответственно;

ρ_СН, ρ_ВСН, ρ_СМ - плотности сернистой, высокосернистой и смешанной нефти при температуре перекачки (при температуре измерения расхода), соответственно. Преобразуя формулу (10), имеем

или, при регулировании по значению плотности

где Q¹_СН - текущее значение объемной производительности сернистого потока, при котором содержание серы в смеси отличается от заданной величины, т.е., при этом соотношении содержание серы S_CM, и его значение может быть больше или меньше заданного значения содержания серы .

Формула (12) показывает, что при производительности подкачки сернистой нефти Q¹_CH в случае, когда S_cм>S_{см зад} требуется увеличение подкачки сернистой нефти, и блок управления дает управляющее воздействие на заслонку регулятора расхода на приоткрытие и установит объемный расход, равный Q_CH, а если S_см <S_{см зад} требуется уменьшение производительности подкачки, и блок управления дает управляющее воздействие на прикрытие заслонки и установит расход Q_CH. Аналогичные рассуждения и выводы справедливы и для регулирования по значению плотности.

Система работает следующим образом.

Потоки сернистой и высокосернистой нефти поступают соответственно по нефтепроводам 1 и 2 в емкость 6 для смешения, например, приемный коллектор подпорной насосной нефтепровода с высокосернистой нефтью, где осуществляется их смешение, после чего поток смешанной нефти подается в нефтепровод 11 для смешанной нефти для дальнейшей транспортировки ее потребителю. В процессе смешения датчик давления, входящий в состав блока 4с измерения параметров потока сернистой нефти, производит измерение давления потока сернистой нефти в нефтепроводе 1, блок 7см измерения качества и концентрации серы анализатор 8см содержания серы на потоке смешанной нефти производят непрерывное измерение процентного содержания серы в потоке смешанной нефти и плотность этого потока. Результаты измерений с выходов блоков 4с и 7 см, 8см подаются в блок 9 управления.

В ячейке памяти контроллера К17 (Фиг. 2) устанавливается заданное значения содержания серы (или плотности), за пределы которого нельзя допустить увеличение значения содержания серы или плотности. Поступившая информация по текущему значению содержания серы (или плотности) сравнивается с заданными значениями. Пусть требуется вести компаундирование по параметру серы.

Если текущее значение меньше, чем заданное S <S_зад, то система управления дает сигнал на прикрытие заслонки регулятора 3с расхода (давления) до тех пор, пока не будет достигнуто равенство текущего значения и заданного значения содержания серы S = S_зад. Если текущее значение содержания серы больше, чем заданное S > S_зад, то система управления дает сигнал на приоткрытие заслонки регулятора 3с расхода, пока не будет достигнуто равенство текущего и заданного значений содержания серы S = S_зад. Таким образом, система будет поддерживать заданное значение содержания серы на потоке смешанной нефти - это первый алгоритм управления.

При таком алгоритме управления, как было описано выше, имеется недостаток управления, связанный с инерционностью системы, и время выхода системы на заданное значение показателей качества увеличивается и может составить продолжительное время. Второй алгоритм управления лишен этого недостатка. Рассмотрим этот алгоритм управления.

В блок 9 управления (ВУ 14) поступают сигналы с измерителя 5с и измерителя 5см о величине расхода соответственно потока сернистой нефти в нефтепроводе 1 и расхода потока нефти в нефтепроводе 11 для смешанной нефти, вычисляется соотношение расходов сернистого потока к потоку смешанной нефти, которые хранятся в ячейке памяти 18 вычислителя. В блоке 9 управления на основании данных вычислительных устройств ВУ 14, ВУ 15, ВУ 16 по информации, поступающей с измерителей 5с, 5см, 7с, 7см, 8см, а также значения содержания серы , S_c в потоках высокосернистой нефти и сернистой нефти, соответственно, и значения плотности потока высокосернистой нефти, имеющейся в ячейке памяти контроллера K17 блока 9 управления (на схеме не показаны) производится вычисление отношения расхода потока сернистой нефти к расходу потока смешанной нефти в установленные интервалы времени, по которым вычисляется требуемое значение производительности сернистого потока (формулы 11 и 11¹) и положение заслонки регулятора 3с расхода устанавливается в положение, при котором производительность потока будет равна требуемому значению, и содержание серы или плотности будет равно заданному значению. Для вычисления по формуле (11 и 11¹) требуемого значения производительности сернистого потока в вычислительное устройство ВУ 16 информация автоматически поступает с измерителей расхода 5с, 5см, с измерителей плотности 7с, 7см, с анализатора 8см содержания серы. Поскольку на потоках сернистой и высоко-сернистых нефтей не установлены приборы измерения содержания серы, а на потоке высокосернистой нефти, как правило, не устанавливается блок измерения качества (датчик плотности), то данные по значению серы на потоке сернистой нефти Sc, на потоке высокосернистой нефти Sв и значение плотности на потоке высокосернистой нефти берутся из элементов ячейки памяти 18 контроллера К 17. В ячейку памяти контроллера К 17 значения содержания серы Sc, Sв и значение плотности вводятся один раз в вахту на основании лабораторного анализа средней пробы, отобранной с соответствующих потоков (можно экспресс методом).

При регулировании по значению плотности значение плотности высокосернистой нефти определяется по пробе, отобранной с потока высокосернистой нефти, и вводится вручную в ячейку памяти контроллера.

В том случае, когда в процессе смешения изменяются качественные показатели потока сернистой нефти и/или смешанной нефти, т.е. значения давления в нефтепроводе 1, значения концентрации серы в потоке смешанной нефти, плотность потока смешанной нефти превышают предельно допустимые значения, блок 9 управления осуществляет регулирование процессом компаундирования.

При снижении давления до значения равного Р =Р _min, в нефтепроводе 1, блок 9 управления путем подачи управляющего сигнала воздействует на регулятор 3с давления устройства, изменяющего давление потока сернистой нефти. Указанное воздействие производится блоком 9 с использованием измеряемых датчиком давления блока 4с значений, до установления величины давления в нефтепроводе 1 выше значения, соответствующего режиму испарения - порогу кавитации по формуле (2). Повышение давления на потоке сернистой нефти путем прикрывания потока заслонками регулятора давления приводит к уменьшению производительности потока сернистой нефти, что приведет к увеличению содержания серы (плотности) на потоке смешанной нефти, и это обстоятельство необходимо учитывать при проектировании и настройке системы компаундирования.

При значении показателя концентрации серы в потоке смешанной нефти больше заданного предельно допустимого значения блок 9 управления воздействует на регулятор расхода устройства 3с регулирования потока сернистой нефти путем подачи управляющего сигнала на его исполнительный орган, регулирующий положение заслонок, увеличивая расход потока нефти в нефтепроводе 1. Изменение расхода потока в нефтепроводе 1 приводит к изменению концентрации серы в потоке смешанной нефти, поступающей в нефтепровод 11 для смешанной нефти, что регистрируется датчиком серы блока 8см, осуществляющего непрерывный контроль состава потока в нефтепроводе 11 для смешанной нефти. Результаты измерений с выхода блока 8см подаются в блок 9 управления, где они сравниваются с заранее заданными предельными значениями. Регулирование может проводиться по первому алгоритму или по второму алгоритму в зависимости от настройки системы регулирования. Процесс регулирования производится блоком 9 управления до тех пор, пока процентное содержание серы в потоке смешанной нефти не достигнет заданного значения. Аналогичным образом осуществляется процесс регулирования состава нефти, подаваемой в нефтепровод 11 для смешанной нефти, по показателю заданного значения плотности нефти, измеряемой посредством датчика плотности, входящего в состав блока 7см.

В процессе компаундирования возникают ситуации, когда происходит изменение расходов потоков в нефтепроводах 1 и 2, что связано с производительностью подкачки нефти, поступающей на смешение по этим нефтепроводам. В том случае, когда качество потока смешанной нефти не удовлетворяет требуемым показателям, т.е. процентное содержание серы и плотность этого потока не соответствуют заданным значениям, в системе предусмотрено осуществление регулирование процессом смешения по показателям соотношения расходов потоков сернистой нефти и потока смешанной нефти.

Первая ситуация: при неизменном расходе потока нефти в нефтепроводе 1 расход нефти в нефтепроводе 11 для смешанной нефти увеличился. Это свидетельствует о том, что количество высокосернистой нефти в смеси увеличилось, а, следовательно, содержание серы может быть выше заданного. Ситуация вторая: расход потока нефти в нефтепроводе 1 уменьшился, а расход потока в нефтепроводе 11 для смешанной нефти остался неизменным, т.е. содержание серы может быть выше заданного. В обоих случаях содержание серы может быть выше заданного значения, и система регулирования вычисляет необходимое значение соотношения расходов сернистой нефти к потоку смешанной нефти и конкретное значение производительности сернистого потока (в обоих случаях увеличение производительности сернистого потока), и блок 9 управления дает управляющее воздействие на регулятор 3с. Если нет возможности увеличения производительности сернистого потока, то диспетчер нефтепроводного управления может принять решение об уменьшении производительности перекачки высокосернистой нефти.

Третья ситуация: при неизменном расходе потока нефти в нефтепроводе 1 расход нефти в нефтепроводе 11 для смешанной нефти уменьшился. Это свидетельствует о том, что количество высокосернистой нефти в смеси уменьшилось, а, следовательно, содержание серы может быть ниже заданного значения, т.е. смесь будет иметь запас по качеству. Ситуация четвертая: расход потока нефти в нефтепроводе 1 увеличился, а расход потока в нефтепроводе 11 для смешанной нефти остался неизменным, т.е. смесь также будет иметь запас по качеству. Для увеличения содержания серы в обоих случаях необходимо уменьшить производительность подкачки сернистой нефти. Если в результате этого может быть невыполнение плановых показателей перекачки, то диспетчер нефтепроводного управления может принять решение увеличить производительность перекачки высокосернистой нефти, не уменьшая производительность подкачки сернистой нефти.

В процессе регулирования содержания серы или плотности заслонками регулятора 3с расхода давление в потоке сернистой нефти должно быть выше давления (формула 2), соответствующего режиму испарения - порогу кавитации, хранящемся в соответствующей ячейке памяти блока 9.

Заявленная система позволяет осуществлять контроль состава потока нефти, отпускаемой потребителю, регулирование процесса компаундирования потоков нефти, состав которых отличается по показателям плотности и концентрации серы, обеспечить поддержание заданных показателей качества компаундированной нефти, вести учет количества сернистой нефти и количества нефти, направляемой потребителю.

1. Автоматизированная система управления процессом компаундирования сернистых и высокосернистых нефтей, содержащая, по крайней мере, два нефтепровода для перекачки разносортной нефти, емкость для смешивания поступающей нефти и нефтепровод для смешанной нефти, отличающаяся тем, что обеспечена возможность подкачивания потока сернистой нефти в поток высокосернистой нефти, на нефтепроводе сернистой нефти установлен блок измерения параметров потока сернистой нефти, измеритель расхода, блок измерения качества, регулятор расхода и давления; на нефтепроводе для смешанной нефти установлены измеритель расхода, блок измерения качества, анализатор содержания серы, при этом автоматизированная система содержит блок управления, содержащий контроллер и вычислительные устройства, взаимосвязанные с измерителем расхода на нефтепроводе сернистой нефти и измерителем расхода на нефтепроводе для смешанной нефти, а информационные выходы измерителей расхода сернистой нефти и расхода смешанной нефти, блока измерения параметров потока сернистой нефти, анализатора содержания серы в потоке смешанной нефти, блоков измерения качества соединены с блоком управления, информационный выход которого предусматривает возможность воздействия на заслонку регулятора расхода и давления для регулирования расхода и давления на линии сернистого потока.

2. Система по 1, отличающаяся тем, что блок управления содержит для компенсации инерционности системы и повышения оперативности регулирования дополнительные вычислительные устройства соотношения расхода сернистой нефти к расходу потока смешанной нефти, обеспечивающие возможность определения по заданному алгоритму требуемое значение производительности потока сернистой нефти, при котором на потоке смешанной нефти будет обеспечено содержание серы и/или плотности высокосернистой нефти, равное заданному значению.

3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве емкости для смешения использован приемный коллектор подпорной насосной нефтепровода с высокосернистой нефтью.

4. Система по п. 1, отличающаяся тем, что значение настройки регулятора расхода и давления для поддержания давления на линии сернистой нефти не ниже минимального значения выбрано равным величине давления, обеспечивающего достоверность показания измерителя расхода.

5. Система по п. 1, отличающаяся тем, что в блоке управления предусмотрена световая или звуковая сигнализации для оповещения персонала об отклонениях, обнаруженных блоком измерения параметра потока сернистой нефти, блоком измерения качества потока смешанной нефти, измеренных показателей указанных потоков от заданных значений.

6. Система по п. 1, отличающаяся тем, что в вычислительном устройстве, взаимосвязанном с измерителем расхода потока сернистой нефти и измерителем расхода потока смешанной нефти, предусмотрен учет количества сернистой нефти, вовлеченного на компаундирование, и количества перекачанного потока смешанной нефти.