Автоматизация процессов переработки нефти и газа

Типовая поточная схема НПЗ неглубокой переработки сернистой нефти представлена на рис. 9.1. [c.354]

Как видно из рис. 9.1, технологическая структура НПЗ НГП представляет собой по существу тот же набор технологических процессов, которые входят в состав комбинированной установки ЛК-бу (см. табл. 9.2). [c.354]

Осуществление технологии следующей ступени нефтепереработки — углубленной переработки нефти с получением моторных топлив в количествах, превышающих потенциальное их содержание в исходном сырье, связано с физико-химической переработкой остатка от атмосферной перегонки — мазута. [c.354]

Количество трудноперерабатываемого тяжелого нефтяного остатка — гудрона — при этом примерно вдвое меньше по сравнению с мазутом. Технология химической переработки вакуумного газойля в нефтепереработке давно освоена и не представляет значительных технических трудностей. [c.355]

Г) гидрообессеривания нри 5-6 МПа, термического крекинга (ТК ДС) гидрогенизата и замедленного коксования (ЗК) малосернистого дистиллятного крекинг-остатка с получением высококачественного малозольного электродного кокса (игольчатой структуры) и дистиллятных фракций, требующих последующего облагораживания. [c.356]

В отечественной и зарубежной нефтепереработке наибольшее распространение имеет вариант переработки вакуумного газойля по схеме рис. 9.2, а, позволяющий получить из сырья значительно больше высокооктановых компонентов автобензинов но сравнению с остальными вариантами. Принятый за основу в модели КТ-1у и КТ-2 вариант по схеме рис. 9.2, б, где гидроочистка вакуумного газойля заменена на легкий гидрокрекинг, позволяет несколько увеличить выход дизельного топлива (примерно на 25-30 /.) и уменьшить нагрузку на каталитический крекинг. Вариант переработки вакуумного газойля по схеме рис. 9.2, в (с применением гидрокрекинга) требует повышенных капитальных затрат, однако обладает таким важным достоинством, как высокая технологическая гибкость в отношении регулирования соотношения дизельное топливо бензин реактивное топливо. Кроме того, дизельное и реактивное топлива при гидрокрекинге получаются более высокого качества, особенно по низкотемпературным свойствам, что позволяет использовать их для производства зимних и арктических сортов этих топлив. Вариант 9.2, г также находит применение на НПЗ, когда требуется обеспечить всевозрастающие потребности электродной промышленности и электрометаллургии в высококачественных малозольных игольчатых коксах, хотя газы и жидкие дистилляты термодеструктивных процессов значительно уступают по качеству аналогичным продуктам каталитических процессов. [c.356]

На рис. 9.3 приведена поточная схема НПЗ, являющаяся одной из наиболее широко применяемых при углубленной переработке сернистых нефтей. [c.357]

Наибольшую трудность в нефтепереработке представляет квалифицированная переработка гудронов (особенно глубоковакуумной перегонки) с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ, металлов и других гетеросоединений, требующая значительных капитальных и эксплуатационных затрат. В этой связи на ряде НПЗ страны и за рубежом ограничиваются переработкой гудронов с получением таких нетопливных нефтепродуктов, как котельное топливо, битум, нефтяной пек, нефтяной кокс и т. д. (рис. 9.4). [c.357]

Следует отметить, что из возможных комбинаций схем рис. 9.2, а-г и 9.5, а-г варианты ГПН с использованием однотипных процессов имеют одно немаловажное достоинство они позволяют осуществить совместную переработку смеси вакуумного газойля и деафальтизата гудрона в одном объединенном нроцессе. Так, схемы ГПН по типу комбинаций 9.2, а + 9.5, а или 9.2, в + 9.5, в позволяют осуществить глубокую переработку нефти с преобладающим выпуском либо автобензина, либо дизельного топлива. Однако, очевидно, что схема ГПН по типу 9.2, а + 9.5, в (т. е. КК – ь ГК) обладает больщей технологической гибкостью в отношении регулирования потребного соотношения ДТ Б и выпуска зимних или арктических сортов малосернистых дизельных и реактивных топлив для сверхзвуковой авиации. [c.359]

Эта схема перспективного НПЗ позволяет получить высокооктановые компоненты автобензина, такие как изомеризат, риформат, алкилат, МТБЭ, бензины каталитического и гидрокрекинга и селективного гидрокрекинга, сжиженные газы С3 и С4, столь необходимые для производства неэтилированных высокооктановых автобензинов с ограниченным содержанием ароматических углеводородов, а также малосернистые дизельные и реактивные топлива летних и зимних сортов. [c.360]

В мировой и отечественной нефтепереработке в настоящее время широкое распространение получила схема ГПН с включением в состав НПЗ процесса замедленного коксования. [c.360]

При переработке газоконденсатного сырья с исключительно низким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ и металлов на перспективном НПЗ представляется возможность обходиться без использования процессов вакуумной перегонки и деасфальтизации, направляя остаток атмосферной перегонки — мазут — непосредственно на установку либо гидро-, либо каталитического крекинга. [c.360]

На рис. 9.7 приведена поточная схема маслоблока НПЗ топливномасляного профиля, являющаяся наиболее распространенной при получении высококачественных смазочных масел. [c.360]

Из рассмотрения технологической структуры НПЗ различных типов (табл. 9.4) следует, что для глубокой и безостаточной переработки нефти требуется более высокая степень насыщенности вторичными процессами как углубления нефтепереработки, так и облагораживания нефтяных фракций. Разумеется, что по мере увеличения ГПН будут возрастать удельные капитальные и эксплуатационные затраты. Однако завышенные затраты на глубокую или безостаточную переработку нефтяного сырья должны окупиться за счет выпуска дополнительного количества более ценных, чем нефтяной остаток нефтепродуктов, прежде всего моторных топлив. [c.363]

Http://chem21.info/article/185883/

1 «Автоматизация технологических процессов и производств” Специальность

2 Автоматизация – это? Автоматизация это технологический процесс, без которого не обойдётся ни одно предприятие. Автоматизация служит для упрощения управления процессами, для уменьшения себестоимости продукции и для облегчения рабочего труда на предприятии. Автоматически процессы не стоят на месте, их совершенствуют с каждым годом, то есть автоматизируют. Дальнейшее развитие и совершенствование технологических процессов переработки нефти и газа связано с созданием установок большой мощности, оснащенных современным оборудованием. В связи с чем возрастают требования к их надёжности, что обусловливает повышение требования к расчёту, изготовлению и эксплуатации аппаратуры нефтегазопереработки и нефтехимии. Современные установки должны работать надёжно в течение длительного времени при оптимально интенсивных режимах эксплуатации. Решение этих задач возможно только при условии совершенствования технологии и аппаратуры нефтегазопереработки.

3 Техник – это кто? В функциональные обязанности техника по автоматизация технологических процессов и производств входят основы автоматизации производственных процессов, методы анализов систем автоматического регулирования, принципы действия и конструкции контрольно измерительных приборов и автоматических регуляторов, методы регулирования автоматизированных объектов и схемы автоматизации основных технологических процессов нефтепереработки и нефтехимии.

4 А на предприятии? На современных предприятиях специалисты с данным уровнем образования могут работать в качестве техников, при этом должны знать: структуру конструкторского и технологического отделов; права и обязанности конструктора и технолога; правила работы со стандартами, ЕСКД; обязанности и права инженерно-технических работников, объем работ, выполняемых в цехах, отделах и т. п. по эксплуатации, ремонту и наладке средств автоматизации; должны уметь: разрабатывать и оформлять несложную конструкторскую и технологическую документацию; пользоваться вычислительной техникой при конструировании; обслуживать системы автоматизации; выполнять функциональные обязанности дублируемых инженерно-технических работников цеха, участка, лаборатории и т. п.

5 Перспективы трудоустройства Большинство руководителей предприятий Красноярского края назвали проблему персонала одной из самых актуальных для себя. Наиболее часто руководители отмечали следующие факторы: дефицит высококвалифицированных специалистов, а также сложность поиска и привлечения опытных специалистов. Техник по автоматизации производства и технологических процессов востребован как в нефтехимической промышленности, так и на разных предприятиях там, где есть автоматизированные системы производства.

6 Вступительные экзамены Русский язык Математика или физика – по выбору

7 Что изучается? Типовые технологии производства; Автоматическое управление; Вычислительная техника; Монтаж, наладка и эксплуатация систем автоматизации; Гидравлика, пневматика и термодинамика; Типовые элементы систем автоматического управления; Средства измерения.

8 Продолжение обучения по специальности Сибирский государственный технологический университет Институт нефти и газа Сибирский федеральный университет

9 Преподаватели специальности Волкова Галина Васильевна Мельникова Ирина Евгеньевна Старший мастер Камендо Юлия Александровна Ботвинко Любовь Петровна Аверьянова Галина Ивановна Рудов Сергей Владимирович

12 Яркие личности Занько Антон Валерьевич – специалист КИПиА РН «ИНФОРМ», лаборатория дифманометры ОАО «АНПЗ ВНК», окончил ПЛ 96 по данной специальности 2008г. Ткаченко Николай Александрович начальник цеха КИПиА ОАО «АНПЗ ВНК», окончил ПЛ 96 по данной специальности 1989г.

13 Контакты Наш адрес: , г. Ачинск, ул. Дружбы Народов, 8 Тел. (39151) , сайт:

Http://www. myshared. ru/slide/542160/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Сборник трудов Всероссийской научно-практической интернет-конференции

А. П. Веревкин (отв. редактор) Н. А. Ишинбаев (отв. секретарь) П68 Проблемы автоматизации технологических процессов добычи, транспорта и переработки нефти и газа: материалы Всероссийской научно-практической интернет-конференции/редкол.: А. П. Веревкин, Н. А Ишинбаев. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2013.- 137с.

ISBN 978-5-7831-1082-5 Сборник содержит труды Всероссийской научно-практической интернетконференции, посвященной обмену научно-производственным опытом и укреплению научных связей с профильными кафедрами вузов и предприятиями Российской Федерации.

В материалах семинара представлены решения теоретических и прикладных задач, возникающих при разработке и внедрении автоматических, автоматизированных и информационно-измерительных систем.

УДК 681.51 ББК 32.965 ISBN 978-5-7831-1082-5 Оформление. Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2013 Коллектив авторов, 2013

Веревкин А. П., Селезнев С. Б. Пути утилизации попутного нефтяного 5 газа: проблемы и решения Уткин М. А., Иванов С. А., Исаков М. И. Управляемая математическая 13 модель налива сжиженных углеводородных газов в танкеры Астафоров И. К., Козлов А. Н. Методика расчёта секционированной 17 катушки Роговского Даев Ж. А., Латышев Л. Н. Представление коэффициента расширения газа 22 для сопел через скорость звука Куляскин Р. Ю., Соловьев В. Я., Назаров А. Е. Решение задач 25 комплексной автоматизации предприятий нефтегазовой отрасли с использованием программных продуктов Wonderware Invensys Каяшев А. И., Богданов А. В. Концептуальная модель барабанного 30 котлоагрегата как многосвязного объекта управления Микряков И. В., Аязян Г. К. Обзор расширения c-code моделирующей 34 программы vissim Емец С. В., Хорошавина Е. А. Классификация методов коррекции 38 дополнительной температурной погрешности датчиков давления Хакимьянов М. И., Светлакова С. В., Шафиков И. Н. Диагностирование 44 состояния штанговых глубинных насосов методом анализа плунжерных динамограмм Коновалов Р. А. Методы обеспечения непрерывной помехоустойчивой 48 электросвязи на объектах нефтегазовой отрасли Алексеева М. А., Мымрин И. Н. Разработка динамической модели 52 скважинной системы как объекта регулирования Данилова Ю. В., Писаренко К. Э., Шарафиев Р. Г. Автоматизация 58 моделирования перемешивающих устройств нефтепродуктов и других жидкостей Шершукова К. П. Определение показателей безопасности распределённой 62 системы управления как слоя защиты технологических объектов Абрамкин С. Е., Душин С. Е., Кузьмин Н. Н. Особенности управления 66 технологическим процессом десорбции абсорбента Муртазин Т. М., Линецкий Р. М., Веревкин А. П., Хуснияров М. Х.

Оптимизация управления технологическими процессами переработки нефти по показателям технико-экономической эффективности Веревкин А. П., Калашник Д. В. Моделирование и управление процессами 73 с рециклами (на примере процесса полимеризации этилена в трубчатом реакторе) Давлетшина З. Р. Исследование коэффициентов разложения вейвлет 79 преобразования (двп) сложных акустических сигналов в системах обнаружения утечек и несанкционированных врезок Прахова М. Ю., Мымрин И. Н., Савельев Д. А. Нагреватели для системы 88 управления локальным электроподогревом куста газоконденсатных скважин Загитов М. Ф., Краснов А. Н., Федоров С. Ф., Ахметьянов Р. Д., Щербинин С, В. Создание оптимальных алгоритмов функционирования датчиков с автономными источниками питания Емец С. В., Ханнанов М. В., Алибаева Л. А. Лабораторный комплекс 95 «информационно телекоммуникационные системы»

Применение методов искусственного интеллекта для выявления отказов элементов автоматизированных технологических комплексов колонных аппаратов Ахметьянов Р. Д., Федоров С. Н., Краснов А. Н., Щербинин С. В.

Контроль эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин Файзуллина А. С. Повышение энергоэффективности работы аппаратов 107 воздушного охлаждения на компрессорных станциях магистральных газопроводов Котов В.

Ключевые Задачи предприятий нефтегазового комплекса на ближайшие годы определены необходимостью утилизации и переработки попутного нефтяного газа. На долю сжигаемого приходилось до 30% вредных выбросов всего промышленного комплекса страны.

Постановление Правительства РФ от 8 января 2009 года «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установка» обязало нефтяников обеспечить целевой показатель сжигания ПНГ на 2012 год и последующие годы в размере не более 5%. За сверхлимитное сжигание попутного газа к нефтегазовым компаниям применяются штрафные санкции.

С 1 января 2012 года действуют новые принципы расчета платы за выбросы при сжигании ПНГ на факельных установках, установленные Постановлением Правительства РФ № 7 от 08.01.2009 г. Введение целевого значения показателя сжигания на уровне не более 5% от объема добычи и повышающего коэффициента приведет к росту платежей за выбросы в 50 раз – до 16.7 млрд руб. в год [3]. Плата за выбросы вредных веществ в пределах целевого показателя увеличена в 4,5 раза, а в случае невыполнения нормативного показателя – в 22,5 раза.

По прогнозам целевой показатель в отрасли будет достигнут не ранее 2014 года, а добыча нефти на некоторых месторождениях может стать нерентабельной.

В связи с этим, практически во всех компаниях нефтегазовой отрасли уже на протяжении ряда лет реализуются программы по энергосбережению и повышению энергоэффективности. В добыче значительные возможности энергосбережения связаны с утилизацией ПНГ для выработки собственной электроэнергии, а также с утилизацией отводимого тепла (когенерацией).

В настоящий момент объемы добываемого, утилизируемого и сжигаемого ПНГ невозможно оценить в связи с отсутствием на многих месторождениях узлов учета газа. По приблизительным оценкам в России ежегодно добывается 60 млрд м ПНГ, около 20 млрд м из них сжигается в факелах.

В 2009 году, по данным Счётной палаты РФ, только семь крупнейших нефтяных компаний («Роснефть», «Лукойл», ТНК-BP, «Газпром нефть», «Русснефть», «Башнефть» и «Славнефть») сожгли в факелах 19,96 млрд м попутного нефтяного газа, что составило 64,3 % общей его добычи.

Основная проблема при утилизации попутного газа заключается в том, что состав ПНГ представляет обычно широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), которая к тому же меняет свой состав в широких пределах. При высоком содержании тяжелых углеводородов (С3+ и выше) в ШФЛУ определенные проблемы возникают из-за трудностей с утилизацией именно этих фракций. Трудности обусловлены как достаточно высокой сложностью технологии выделения, так и проблемами дальнейшего использования продуктов, включая вопросы транспорта.

В связи с этим «хорошим» ПНГ считается газ, который состоит в основном из метана (сухой газ), содержание метана не менее 75-80%.

Средний состав большинства источников в Российской Федерации в массовых процентах выглядит следующим образом: метан – 60-65%; этан 6 пропан 8 – 14%; изобутан (2-метилпропан) 3 – 5%; бутан 3 – 5 %; Таким образом, около 90% газообразных углеводородов содержится в обычной смеси этих газов. Еще около 5% углеводородов жидких – пентанов, гексанов, гептанов и их различных изомеров находятся в виде растворенных паров в этой газовой смеси. Еще около 4% приходится в среднем на примеси – азот, диоксид углерода, сероводород и другие сероорганические соединения, гелий и другие не углеводородные газы. Кроме того, примесями являются вода, породы в твердом виде, гидраты (вода+метан в виде льда) – вместе обычно на уровне не более 1%.

Проблеме утилизации ПНГ на сегодняшний день посвящены многие десятки аналитических материалов, статей, обзоров [1-6 и др.].

4. Закачка обратно в пласт для интенсификации нефтеотдачи (поддержание пластового давления), закачка в добывающие скважины — использование «газлифта».

Технико-экономические аспекты вариантов утилизации достаточно подробно рассмотрены в [2,3] и других источниках.

Из анализа публикаций и документов следует, что наиболее универсальным (с точки зрения мощностей по газу, развитости инфраструктуры и т. д.) и экономически оправданным вариантом утилизации является генерация электроэнергии на основе генераторов с газотурбинными установками (ЭГсГТУ).

1. Состояние рынка электрогенераторных установок с приводом от газотурбинных установок (ГТУ).

2. Оценка возможности использования ПНГ и газового конденсата (ГК) в ГТУ, включая методы и технологии подготовки ПНГи ГК.

3. Задачи, оценка состояния, трудностей управления и обеспечения безопасности ЭГсГТУ при использовании топлив с переменным составом (ПНГ и ГК).

В ряде случаев использование ПНГ возможно только после предварительной подготовки, которая предусматривает:

Стабилизация ПНГ во многих случаях сводится к удалению капельной жидкости по схеме: компримирование охлаждение сепарация.

При этом среднестатистический попутный газ (смесь НПГ с первой и второй ступени сепарации) как правило содержит 400-550 г/н. м3 фракции С3+ (пропан и выше), которые не извлекаются из газовой смеси при применении вышеописанных методов. С увеличением жирности попутного газа метановое число – как одна из важнейших характеристик сырья для ГТД, снижается.

Если на крупных месторождениях экономически оправданными могут быть стационарные установки подготовки ПНГ заводского типа, то для небольших в каждом конкретном случае требуется технологическое и экономическое обоснование проекта подготовки ПНГ или ГК при котором обеспечивается рентабельность.

На рынке достаточно широко представлены блочные установки подготовки ПНГ, в частности – это продукция группы IMS [7]:

До сих пор существует проблема подбора генерирующего оборудования для автономных электростанций небольших нефтегазовых объектов в диапазоне мощностей до 10-20 МВт. Большие газовые турбины, в том числе авиационные и судовые двигатели, плохо приспособлены к изменению характеристик топлива и нагрузок, имеют низкие показатели эффективности и слабые эксплуатационные характеристики.

На российском рынке появилось новое поколение генерирующего оборудования – микротурбины Capstone, которые реализуют принцип «включи и работай» [8]. Оборудование имеет высокую степень заводской готовности, турбины снабжены автоматизированной системой управления, обладают техническими характеристиками, позволяющими работать без предварительной подготовки на большинстве видов газового топлива. При этом теплотворная способность газа должна находиться в пределах от 2500 до 24 000 ккал/м3.

Поставщик [8] в качестве главного достоинства микротурбин Capstone при реализации проектов утилизации ПНГ декларирует способность работать на неподготовленном попутном газе с переменным компонентным составом, различной теплотворной способностью и содержанием сероводорода до 7% напрямую без предварительной газоочистки. Утверждается, что это позволяет сэкономить на строительстве сложной системы газоочистки и ее последующей эксплуатации, в результате чего срок окупаемости электростанций на базе микротурбинных установок составляет в среднем 2-4 года.

Однако остается вопрос с обеспечением экологической безопасности, т. к.

В первую очередь выбросы SO2, а не окислов азота, представляют значительную опасность при больших объемах сжигания ПНГ с высоким содержанием серы, а также экономической эффективности, имея в виду необходимость утилизации SO2 и связанные с этим затраты.

Понятно, что в этом случае существенно изменятся оценки экономической эффективности.

Очевидно, что при достаточно большом разнообразии исходных данных и условий утилизации ПНГ (ГК), разнообразии технологий подготовки топлив, технических характеристик ЭСГсГТУ на первое место выходит техникоэкономическое обоснование вариантов и выбора проектного варианта.

Расчет технико-экономической эффективности вариантов утилизации можно разделить на два этапа:

1. Задача ТЭО-1 – это обоснование вариантов утилизации для месторождения в целом.

2. Задача ТЭО-2 – это обоснование варианта выбора ЭГсГТД применительно к теме данной статьи.

Напомним, что вице-спикером Госдумы Валерием Язевым в Госдуму РФ еще 26.03.2008 года был внесен законопроект ” О комплексном использовании нефтяного попутного газа при добыче нефти “. В соответствии с законопроектом предлагалось разработать “технико-экономическую модель”, использование которой позволит оценить экономическую эффективность утилизации НПГ на новых нефтегазовых месторождениях.

На сегодняшний день методик ТЭО-1 обоснования вариантов утилизации в литературе нами не обнаружены, т. е. упомянутая “технико-экономическую модель” на сегодняшний день отсутствует.

Ниже рассматриваются предпосылки для разработки методики ТЭО-2 вариантов утилизации ПНГ применительно к использованию ЭГсГТУ.

Энергетическое использование ПНГ может оказаться экономически эффективным в достаточно широком диапазоне объемов и составов ПНГ.

Важно подчеркнуть, что независимо от общей структуры системы утилизации ПНГ на конкретном предприятии и результатов решения задачи ТЭО-1, энергетический аспект всегда остается актуальным хотя бы потому, что всегда есть собственные нужды и соответствующие потребности в энергоресурсах.

Коротко рассмотрим факторы экономической эффективности при действующих и перспективных тенденциях экономики в стране и регионе.

На экономическую эффективность энергетических установок влияют в общем случае две взаимно противоположные тенденции:

– изменение стоимости капиталовложений (инвестиций) энергетической установки и установок по сбору и подготовке ПНГ;

– изменение тарифов на электроэнергию, налогов за выбросы загрязняющих газов в атмосферу и затрат на эксплуатацию.

Прогнозируемые тенденции на мировых рынках дают возможность предположить возрастание тарифов на электроэнергию и возрастание налогов за нормативные и, особенно, сверхнормативные выбросы загрязняющих веществ, за недоиспользование недр и т. п.

В связи с этим возможно представить следующие экономические ситуации и стратегии по их разрешению:

– при высокой стоимости капиталовложений и тенденции их роста, сопровождающейся низкими энергетическими тарифами, может быть принято единственное решение о невозможности энергетического использования попутного газа;

– при высоких капиталовложениях и высоких тарифах с перспективой их дальнейшего роста эффективность выработки электроэнергии будет возрастать, но необходимы поиски других, менее капиталоемких технологий, в том числе и неэнергетических;

– низкие стоимости капиталовложений и высокие тарифы делают энергетическую утилизацию попутного газа внеконкурентной, и оценки экономической эффективности необходимы лишь для выбора мощности, типа, количества агрегатов и т. п.;

– низкие капиталовложения и низкие тарифы на электроэнергию представляют неопределенную и ситуацию, поскольку противоречат реально существующим тенденциям.

Отмеченные здесь предельные ситуации и стратегии оставляют широкое поле промежуточных случаев, в каждом из которых необходима выработка грамотных технических и особенно экономических решений.

Поскольку на разных месторождениях сосредоточены разные объемы попутного газа, что обеспечивает разную производительность, расчеты целесообразно вести исходя из затрат на единичную мощность 1 кВт. Тогда могут успешно сравниваться объекты, различающиеся по мощности, производительности, отпуску электроэнергии и т. п.

– капитальных вложений на строительство, монтаж, оборудование электростанции;

– капитальных вложений на устройства сбора, компрессирования и транспортировки газа.

– платежей за топливо (за потребляемый газ, если его цена будет установлена);

– арендной платы за использование сетей энергоснабжающей организации;

Сопоставление доходов, расходов и требуемых инвестиций позволяет сделать вывод об их эффективности.

ДВ качестве критерия экономической эффективности проектов может использоваться показатель NPV – чистая приведенная стоимость (Net Present Value), чистый доход, который принесет проект с учетом дисконтирования.

Кроме обеспечения эффективности работы ЭГсГТУ в «штатном» режиме необходимо обеспечить надежность и безопасность работы оборудования.

Практика использования ГТД непосредственно на объектах нефтедобычи показывает, что причинами выхода из строя или неполноценного функционирования дорогостоящего оборудования чаще всего являются:

2. Образование парафиновых и/или гидратных отложений в топливной системе.

4. Чрезмерное снижение или увеличение давления газовой смеси в топливной системе.

Кроме того, возможны отказы элементов системы управления и технологического оборудования, резкие изменения состава топлива и электрической нагрузки. Помимо вышеперечисленных технических проблем, снижение метанового числа приводит к снижению мощности, выдаваемой ГТД.

При снижении метанового числа с 70 до 40 мощность падает с 95 до 55% от максимальной.

ЭГсГТУ являются сложными многорежимными нестационарными и нелинейными объектами управления. Одна из основных задач управления ГТУ

– это обеспечение устойчивой работы в различных эксплуатационных режимах.

Все это, а также требования Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03, обусловливает необходимость разработки полноценной системы обеспечения безопасности и системы управления, способной справиться с возможными возмущениями.

Особенности управления ГТУ связаны с тем, что количество управляемых параметров в ГТУ больше, чем количество управляющих.

Поэтому системы управления не являются классическими многосвязными, а относятся к классу ситуационных систем управления. Спецификой ЭГсГТУ, использующих в качестве топлива ПНГ, является возможность:

– изменения электрической нагрузки в широких пределах, вплоть до полного сброса.

Характерными временными диапазонами переходных процессов для ГТУ с ЭГ являются величины порядка десятых долей секунды, что обусловливает специфику требований по быстродействию датчиков и контроллеров, реализующих управляющую часть.

С позиций общих идей теории управления решение задач обеспечения качества и безопасности работы ЭГсГТУ возможно также на пути снижения интенсивности возмущений по таким параметрам, как состав топлива и величина нагрузки, а также использования комбинированного управления за счет измерения возмущений. Последнее относится к изменению состава ПНГ и «измерению» интенсивности изменения нагрузки.

Снижение интенсивности изменения состава топлива возможно за счет использования дополнительных емкостей смешения на топливных линиях, установки сепараторов и подогревателей, обеспечивающих однородность фазового состава топлива. Измерение возмущения по составу топлива возможно за счет применения датчиков, основанных на измерении теплотворной способности прямым (например, путем использования пилотных печей) или косвенным методом (например, по теплоемкости ПНГ).

Снижение интенсивности изменения нагрузки ЭГ со стороны потребителя возможно путем применения балластной электрической нагрузки, подключаемой при сбросе штатной нагрузки ЭГ. В качестве балластной нагрузки могут использовать активные сопротивления (металлизированный бетон) и емкостные сопротивления (батареи конденсаторов), либо комбинация упомянутых сопротивлений.

В целом, как видно, технические вопросы управления и обеспечения успешно решаются.

Главной проблемой использования ЭГсГТУ является комплексная взаимосвязанная с техническими вопросами управления и обеспечения безопасности оценка экономической эффективности варианта ЭГсГТУ.

Решение этой сложной проблемы возможно на пути разработки методики ТЭО-2.

Представляется целесообразным для разработки методики ТЭО-2, решения технических вопросов построения энергетических комплексов на базе ЭГсГТУ образовать творческий коллектив с участием всех заинтересованных организаций физических лиц.

По вопросам повышения качества процессов управления ГТД, в том числе на основе идей селекторного управления, в Уфимском государственном авиационном техническом университете (УГАТУ) может быть задействована сильная школа специалистов по управлению.

В Уфимском нефтяном техническом университете (УГНТУ) имеются специалисты и наработки:

– по управлению электросетями, в том числе по вопросам анализа процессов в электрических сетях,

– по разработке ситуационных систем, в том числе логико-динамического типа, на базе методов искусственного интеллекта; к системам такого типа относятся как подсистемы штатного управления, так и обеспечении безопасности для сложных энергетических комплексов, к которым относится ЭГсГТУ.

В качестве базового проектного предприятия может быть выбран Институт нефтехимпереработки РБ, г. Уфа, который имеет большой опыт по выполнению проектов автоматизированных технологических комплексов «под ключ».

Около 30% – переработка на «чужих» предприятиях и поставки третьим лицам (населению);

Около 25% добычи ПНГ – сжигается и является ресурсом, который позволяет увеличить долю на собственные нужды или энергогенерацию с целью продажи, т. е. сегодня потенциал энегогенерации – до 30 – 35% от объема добываемого ПНГ.

2. Необходимо в пакете с предложениями по внедрению ЭГсГТУ представлять потенциальным Заказчикам ТЭО-2, т. е. технико-экономическое обоснование на комплекс, состоящий из:

– технологического блока подготовки ПНГ или ГК, включая узлы, обеспечивающие подготовку ПНГ или ГК и снижение скорости возмущений допустимых значений по составу топлива, по содержанию серы и углеводородов С3+ и выше;

– комплекта ГТУ и ЭГ по условиям применения, включая условия по содержанию серы, фракционному составу, теплотворной способности, величине выбросов и т. д., т. е. с учетом возможностей блока подготовки;

– блока включения балластных нагрузок (если нет других вариантов парирования возмущений по величине энергонагрузки);

– технологического блока утилизации тепла после ГТУ (не обязательно), а также ТЭО проекта привязки комплекса на конкретной территории.

Для этого необходимо разработать алгоримизированную методику, возможно, сценарного типа.

3. Существует достаточно острая конкуренция производителей оборудования, поэтому для облегчения выбора варианта использования

– сопоставлению с аналогами по показателям инвестиционной привлекательности;

– сопоставительным оценкам безопасности и рисков использования оборудования (заметим, что этого раздела в существующих рекламных материалах нет).

4. Для разработки методических и технических материалов по типовым вариантам проектов ЭГсГТУ предлагается образовать творческий коллектив с участием заинтересованных организаций и физических лиц.

1. Галикеев Р. М., Леонтьев С. А., Умренков М. В. Применение попутного нефтяного газа для собственных нужд на хохряковском месторождении //Наука и ТЭК.- № 3. Август. – 2011. – С. 37-43.

2. Книжников А. Ю., Пусенкова Н. Н., Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России //Экология и Энергетика.

Выпуск 1 (рабочие материалы) ежегодного обзора проблемы в рамках проекта ИМЭМО РАН и WWF России. – 28 с.

Проблема 2012 /Энергетический центр СКОЛКОВО. – Февраль. – 2012. – 28 с.

Интересы и роль нефтедобывающих компаний //Регион: Экономика и социология. – № 3. – 2009. – С. 212-231.

5. Пономарев В. Быстро и локально. http://expert. ru/2012/03/14/byistro-ilokalno/

6. Золоев Ю. Т., Колчин Д. В., Высоцкая А. И. П о те н ц и а л р ы н к а попутного газа в РФ. – 2012.

H t t p : / / w w w. w a ra n d p e a c e. r u/ r u / e x c l u s i v e / v i e w / 7 0 6 3 2 /

1 0. М атериалы Международной научно-технической конференции «Инновационные проекты и перспективы автоматизации в нефтегазовой отрасли и энергетике на ПТС GE Intellgent Platforms» / Адвантек Инжиниринг. Москва, 30.10.2012 г. – 02.11.2012 г. http://www. advantekengineering. ru УДК 681.5.017:621.645.35

Санкт-Петербургский государственный электротехнический университет (ЛЭТИ), г. Санкт-Петербург Перевалка сжиженных углеводородных газов (СУГ) через морские терминалы включает в себя следующие технологические операции: слив СУГ из железнодорожных цистерн в емкости резервуарного парка, хранение СУГ в резервуарном парке с поддержанием температуры продукта, перекачку СУГ из емкости в емкость, налив СУГ в танкеры. Особенность массоперенос СУГ заключается в том, что рассматриваемая система является замкнутой, и массопереносу подвергается как жидкая (ЖФ), так и парогазовая фазы (ГФ) продукта, причем их движения разно направлены.

Рассмотрим особенности управляемого массопереноса на примере налива СУГ в танкеры. Технологическая схема данной операции представлена на рисунке. ЖФ продукта из емкости подеется центробежным насосом в танкер со средней скоростью v2. По мере повышения уровня h2 ГФ продукта из емкости танкера перемещается в емкость резервуарного парка. Движение ГФ будет осуществляться при условии, что давление p22 будет больше чем давление p11.

Расхода pн u (c b q2 a q2 ), (3) где a, b, c – коэффициенты статической характеристики, u – относительная производительность насоса, пропорциональная скорости вращения вала насоса.

Величина u является управляющим воздействием для погрузки танкера.

Приравнивая правые части выражений (2) и (3), составим квадратичное уравнение, характеризующее работу насоса на трубопроводную сеть:

Где (T ) – зависимость плотности от температуры насыщенных паров, p22 (T ) – зависимость давления от температуры насыщенных паров.

В результате дифференциальные уравнения ЖФ продукта относительно уровней h1, h2 в горизонтально лежащих цилиндрических емкостях резервуарного парка и танкера будут иметь вид:

Зная значения объемных расходов можно записать дифференциальные уравнения ГФ продукта относительно масс ГФ m1гф и m2гф в емкости и танкере:

Dt Заключение. Решение дифференциальных уравнений ЖФ и ГФ продукта определяет временные процессы налива СУГ в танкер. Регулирование расхода и давлений в процессе налива производится изменением производительности насоса u.

Скорость протекания временных процессов, относительно изменения уровня, массы, плотности и давления в системе зависят от температуры продукта.

Дальнейшие исследования математических моделей необходимо вести в направлении учета теплообмена между жидкой и газовой фазами СУГ в емкостях.

2. Абиев Р. Ш. Вычислительная гидродинамика и тепломассообмен. – СПб.: Издательство НИИХимии СПбГУ, 2012. – 576 с.

3. ГОСТ 28656-90 Газы углеводородные сжиженные. Расчетный метод определения плотности и давления насыщенных паров.

Традиционная катушка Роговского состоит из провода, намотанного на немагнитный сердечник. В соответствии с законом Фарадея, ЭДС e, наводимая в катушке изменяющимся во времени t магнитным потокосцеплением, определяется выражением: e d dt. Знак минус означает, что принятые положительные направления отсчёта для ЭДС и для магнитного потока при его возрастании связаны правилом правого винта. ЭДС катушки Роговского связана с током i выражением: e M di dt, где M – взаимная индуктивность катушки и проводника (проводников) с током i. Таким образом, катушка Роговского является дифференцирующим индукционным преобразователем тока (ДИПТ) в проводнике, расположенном возле катушки.

Секционированные тороидальные катушки Роговского предназначены для измерения производных токов в электрических установках высокого напряжения. Конструктивное исполнение такой катушки обеспечивает её высокую помехозащищённость от мешающих магнитных полей, а также возможность получения ЭДС, наводимой измеряемыми токами. При номинальных значениях измеряемых токов ЭДС составляет несколько вольт.

Обмотка катушки состоит из большого числа секций, разделённых узкими промежутками. Катушка охватывает участок покрышки высоковольтного ввода, который непосредственно примыкает к соединительной втулке ввода.

Секции катушки целесообразно выполнять в виде одинаковых круговых соленоидов, надетых на общий гибкий немагнитный каркас [1, 2].

Соленоиды разделены промежутками длиной b, не покрытыми витками катушки, и имеют средний диаметр витка d и длину a. Для удобства изготовления элементарных соленоидов, размещения их на общем гибком каркасе, закрепления соленоидов на нём и электрического соединения выводов элементарных соленоидов, относительная длина одинаковых элементарных соленоидов d a d должна быть не меньше 0,5 и не больше двух, т. к. при большем значении d возникают затруднения с насадкой секций на гибкий сердечник, а при меньшем d увеличивается сложность работ по обеспечению одинаковых зазоров b между секциями, прочному закреплению соленоидов на сердечнике и электрическому соединению выводов соленоидов. Относительная длина промежутков между обмотками соленоидов d b d должна находиться в пределах от 0,2 до 0,5.

При определении среднего диаметра витка d следует учитывать удобство намотки секции катушки и размещения катушки вокруг покрышки высоковольтного ввода, а также толщину изоляционного покрытия секций и необходимость размещения катушки на участке между соединительной втулкой и первым кольцевым ребром покрышки. Чем больше этот диаметр, тем меньше число витков и длина обмоточного провода. Но при этом растёт масса гибкого каркаса катушки, усложняются процессы изготовления секций катушки, надевания их на каркас и состыковки концов каркаса после охвата им фарфоровой покрышки. Рекомендуемое значение диаметра витка d – от 5 до 8 см.

Диаметр D осевой линии катушки определяется так, чтобы катушка свободно размещалась на нижнем участке верхней покрышки ввода в непосредственной близости к соединительной втулке. Для этого используется выбранный средний диаметр витка d и чертеж высоковольтного ввода.

1. Определение взаимной индуктивности M катушки и центральной трубы высоковольтного ввода Взаимная индуктивность катушки и токопровода определяется по E 2, формуле M 2 f I где I1 – номинальный ток ввода; E2 – напряжение катушки; f – частота.

2. Определение размеров и числа соленоидов (секций) катушки По заданным значениям диаметра D осевой линии катушки, среднего диаметра витка d и длины a соленоида, а также предварительно принятого значения промежутков b между обмотанными участками соленоидов находится D расчетное число секций катушки: которое затем округляется до целого n, ab числа.

3. Выбор обмоточного провода В связи с тем, что ток катушки составляет доли ампера, провод выбирается не по его допустимому нагреву, а исходя из удовлетворения трёх других условий:

1) обеспечение механической прочности жилы провода и его изоляции в процессе механизированной намотки секций катушки;

3) активное сопротивление катушки много меньше сопротивления нагрузки.

Последнее условие устраняет большую потерю напряжения в нагруженной катушке.

Этим условиям отвечают провода с полиэфирной изоляцией, имеющие диаметр dм медной жилы в пределах от 0,112 мм до 0,2 мм, при этом максимальный наружный диаметр изолированного провода dиз находится в пределах от 0,14 мм до 0,24 мм [3].

Поперечное сечение выбранного обмоточного провода рассчитывается по d2.

8.3 Определение индуктивности одной секции катушки с учётом её взаимной индуктивности с соседними секциями.

Предположив, что рассматриваемая секция и соседние с ней являются коаксиальными соленоидами, и относительные значения длины соленоидов d и расстояний между соседними соленоидами d находятся в рекомендованных диапазонах, пренебрегаем кривизной осевой линии катушки. Тогда достаточно учитывать взаимные индуктивности рассматриваемой секции только с четырьмя другими. Две из них расположены с двух сторон через промежуток b b. Им соответствует взаимная индуктивность M1. Две другие учитываемые 1 секции также расположены с двух сторон, но через одну секцию. Промежуток между каждой из них и рассматриваемой секцией равен b2 2 b a. Им соответствует взаимная индуктивность M2.

Указанные взаимные индуктивности M1 и M2 рассчитываются по формулам, соответствующим теореме о четырёх прямоугольниках [5]. Для того, чтобы определить M1, сначала по формуле (1) находятся индуктивности трёх фиктивных катушек: Lb1, Lab1 и Lab1a, имеющих относительную длину:

B d, a b d, 2 a b d. Так как у всех этих катушек одинаковая линейная

Аналогичным образом по формулам (1) и (2) рассчитываются индуктивности трёх других катушек, имеющих относительную длину:

1. Патент RU 2396661. Измерительное устройство дифференциальной токовой защиты шин / Г. Е. Кувшинов, Ю. В. Мясоедов, А. С. Нагорных (Зинкеева), И. А. Богодайко – Бюл. 2010, № 22.

2. Богодайко И. А., Кувшинов Г. Е. Индуктивность секционированного тороида с каркасом кругового сечения// Сборник трудов пятой Всероссийской конференции с международным участием «Энергетика: Управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» – Благовещенск: АмГУ, 2008. – С. 359-362.

3. Электротехнический справочник: в 3 т. Т. 2. Электротехнические изделия и устройства/под общ. ред. профессоров МЭИ. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 712 с.

АО «Интергаз Центральная Азия», Казахстан, Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа Процесс измерения расхода и количества природного газа методом переменного перепада давления сопровождается изменением плотности при прохождении его через сужающее устройство (СУ). Такое изменение объемов в методике измерений учитывается поправочным коэффициентом, который получил название коэффициента расширения. Для стандартных сужающих устройств, как сопла ИСА1932, эллипсные сопла, различные разновидности труб и сопел Вентури, уравнение коэффициента расширения имеет следующий вид [1, 2]:

В рамках данной работы авторами ставится задача, какими факторами обусловлен диапазон применимости формулы (1) и какие дополнительные параметры влияют на коэффициент расширения?

Рассмотрев процесс течения газа в круглой трубе, совместное решение уравнения неразрывности потока и уравнения Бернулли с учетом адиабатичности течения приводит к следующему выражению:

Становится равной скорости звука. В нашем случае число Маха не становится равным или больше единицы, но достигает своего максимума именно в точке критического отношения. Значениям отношения менее критического отношения соответствуют потери давления, которые в принципе недостижимы в указанных сужающих устройствах. А значениям более критического отношения соответствуют потери давления на СУ, которые хорошо согласуются с условиями в [1, 2]. На графике видно, что при равенстве давлений до и после СУ число Маха становится равным нулю, что соответствует прекращению движения газа.

Следует заметить, что уравнение (1) очень громоздкое. Это затрудняет вычисление неопределенности, поэтому оценим его неопределённость по формуле (5). В таком случае выражение для стандартной относительной неопределенности коэффициента расширения будет следующим:

P1 В уравнение (6) входят составляющие неопределенности определения параметров прямых и косвенных измерений. Для того чтобы вычислить расширенную неопределенность измерения, необходимо умножить уравнение (6) на коэффициент охвата при определенном уровне доверия. Согласно данным из [2] при определении неопределенности коэффициента расширения, неопределенности коэффициента адиабаты, относительного диаметра и отношения перепада к давлению до СУ принимают равными нулю. Тогда из формулы (6) видно, что неопределенность коэффициента расширения будет зависеть только от неопределенности числа Маха.

Выводы. В данной работе авторами предлагается применять число Маха в качестве параметра, который влияет на коэффициент расширения газа в СУ.

Предлагается упрощенное выражение (5), которое более удобно для анализа коэффициента расширения. Полученное уравнение устанавливает взаимосвязь коэффициента расширения с местной скоростью звука до СУ. Получены объяснения для существующих критериев применимости уравнения (1).

Исследован коэффициент расширения при различных значениях относительных диаметров и получено выражение для оценки неопределенности коэффициента расширения.

1. Кремлевский П. П. Расходомеры и счетчики количества веществ. СПб.: Политехника, 2002. – 410с.

2. ГОСТ 8.586.1,3,4 – 2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. – М.: ИПК Издательство стандартов, 2007. – 49 с.

4. Плотников В. М., Подрешетников В. А., Тетеревятников Л. Н. Приборы и средства учета природного газа и конденсата. – М.: Недра, 1989. – 237 с.

Технические решения, предлагаемые ООО «ТелекомСервисСтрой», основаны на научно-исследовательских работах и, в необходимых случаях, защищены патентами РФ. Они реализованы на предприятиях нефтедобывающего комплекса ТНК “ВР” и базируются на программных продуктах компании Invensys.

Комплексная автоматизация нефтепромыслов позволяет оперативно выявлять проблемы, возникающие на наземном и подземном оборудовании, собирать, обрабатывать и хранить данные о состоянии разработки. На основании полученных данных ежемесячно формируются отчеты и выполняется построение моделей разработки. Сложившаяся структура информационного обеспечения процесса разработки не позволяет строить оперативно прогнозные модели по факту события для обоснования и оптимизации принимаемых решений. Например, определять последствия внезапной остановки добывающей или нагнетательной скважины или группы скважин, оперативно принимать однозначно оптимальное решение для безусловного выполнения суточного планового задания по добыче нефти.

Решение этой задачи возможно только на основе анализа жестко синхронизированных по времени параметров, характеризующих текущее состояние разработки при одновременном решении задачи стабилизации основных энергетических потоков, влияющих на добычу нефти – это стабилизации работы системы ППД и системы электроснабжения промысла.

Это позволит строить в реальном времени, по событию, оперативные “интеллектуальные”, “обучаемые” модели разработки с высокой сходимостью расчетных-прогнозных и реальных параметров.

Технологический портал нефтегазодобывающего предприятия Технологический портал добычи, подготовки и транспортировки нефти это единое подсистема для агрегирования и представления данных о функционировании оборудования, состоянию разработки месторождений, материальных и энергетических потоков, о ходе выполнения производственных заданий через интернет или корпоративную сеть. Данная система (рис. 1) предназначена для комплексного информационно-аналитического обеспечения технологических процессов нефтегазодобывающего предприятия, а именно:

– сервер верхнего уровня – сбор и хранение данных с серверов нижнего уровня, представление данных в портал, используя Wonderware Historian Server и Wonderware Information Server;

– сервера нижнего уровня – сбор и хранение данных с датчиков, установленных на технологическом оборудовании, оперативных и коммерческих узлах учета, посредством Wonderware Historian Server;

– программное обеспечение, обеспечивающее работу системы и подготовку данных, анализ процессов и генерацию представлений и моделей;

– WEB-приложений, обеспечивающих визуализацию полученных данных по всему технологическому оборудованию, включая добывающие и нагнетательные скважины, ВРП, АГЗУ и ОУУН и КУУН, технологическое оборудование площадок и др;

– АРМ разработчика – конфигурирование информационного наполнения портала.

Рис. 1. Комплексное информационно-аналитическое обеспечение технологических процессов нефтегазодобывающего предприятия

Реализация системы комплексного информационно-аналитического обеспечения технологических процессов нефтегазодобывающего предприятия позволит решить задачи:

– получить данные для расчета затрат на тонну добытой нефти по каждой скважине, по месторождениям, производственным подразделениям;

– объективно оценивать эффективность выполняемых работ на скважинах;

– планировать проведение работ и затрат на основе ретроспективного и текущего анализа параметров.

Филиал УГНТУ в г. Стерлитамаке, Филиал Оренбургского государственного университета в г. Кумертау Принципиальная схема технологического процесса, протекающего в барабанном котлооагрегате, представлена на рис.1 [1]. Топливо поступает через горелочные устройства в топку 1, где сжигается обычно факельным способом.

Для поддержания процесса горения в топку подается воздух в количестве Qв.

Он нагнетается с помощью вентилятора ДВ и предварительно нагревается в воздухоподогревателе 9. Образовавшиеся в процессе горения дымовые газы Qг отсасываются из топки дымососом ДС. Попутно они проходят через поверхности нагрева пароперегревателей 5, 6, водяного экономайзера 8, воздухоподогревателя 9 и удаляются через дымовую трубу в атмосферу.

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема барабанного котлоагрегата Процесс парообразования протекает в подъемных трубах циркуляционного контура 2, экранирующих камерную топку и снабжаемых водой из опускных труб 3. Насыщенный пар Dв из барабана 4 поступает в пароперегреватель, где нагревается до установленный температуры за счет лучистой энергии факела и конвективного обогрева топочными газами. При этом температура перегрева пара регулируется в пароохладителе 7 с помощью впрыска воды Dвпр.

Значение теплоотдачи заключается в теплопередаче тепловой энергии, выделяющейся при сжигании топлива, воде, из которой необходимо получить пар, или пару, если необходимо повысить его температуру выше температуры насыщения. Процесс теплообмена в котле идет через водогазонепроницаемые теплопроводные стенки, называющиеся поверхностью нагрева. Поверхности нагрева выполняются в виде труб. Внутри труб происходит непрерывная циркуляция воды, а снаружи они омываются горячими топочными газами или воспринимают тепловую энергию лучеиспусканием. Таким образом, в котлоагрегате имеют место все виды теплопередачи: теплопроводность, конвекция и лучеиспускание. Соответственно поверхность нагрева подразделяется на конвективные и радиационные. Количество тепла, передаваемое через единицу площади нагрева в единицу времени, носит название теплового напряжения поверхности нагрева. Величина напряжения ограничена, во-первых, свойствами материала поверхности нагрева, во-вторых, максимально возможной интенсивностью теплопередачи от горячего теплоносителя к поверхности, от поверхности нагрева к холодному теплоносителю.

«ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ УНИВЕРСИТЕТ «ГОРНЫЙ» СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ _ Руководитель ООП Зав. кафедрой ОТФ по специальности 21.05.04 проф. Н. С. Пщелко проф. О. И. Казанин «30» марта 2015 г. «30» марта 2015 г. РАБОЧАЯ ПРОГРАММА УЧЕБНОЙ ДИСЦИПЛИНЫ «ФИЗИКА» Специальность: 21.05.04. »

«ФГБУВПО «Мурманский государственный технический университет»«НАУКА И ОБРАЗОВАНИЕ (2 -6 апреля 2012 г.) (МАТЕРИАЛЫ МЕЖДУНАРОДНОЙ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ КОНФЕРЕНЦИИ) Мурманск «Наука и образование 2012 [Электронный ресурс] : материалы междунар. науч.-техн. конф., Мурманск, 2 6 апреля 2012 г. / Мурман. гос. тех. ун-т. – Электрон. текст. дан. (Мб). – Мурманск : МГТУ, 2012. 1 опт. Компакт-диск (CD-ROM). Систем. требования: PC не ниже класса Pentium II 128 Mb RAM; свободное место на HDD 130 Мб; привод для. »

«Отчет о результатах самообследования муниципальное дошкольное образовательное учреждение «Детский сад № 27» за 20142015 учебный год Содержание: 1.Цель самообследования.2. Общие сведения об учреждении 3. Организационно-правовое обеспечение деятельности образовательного учреждения.4. Локальные акты, регламентирующие деятельность ОУ 5. Территория ДОУ.6. Предназначение дошкольного образовательного учреждения и средства его реализации 7. Содержание жизнедеятельности МБДОУ 8. Система. »

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «КАЗАНСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИСССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им. А. Н. ТУПОЛЕВА-КАИ» Нижнекамский институт информационных технологий и телекоммуникаций Кафедра электрооборудования УТВЕРЖДАЮ Директор НИИТТ КНИТУ КАИ И. З. Гафиятов 15.06.2015 ПРОГРАММА выпускной квалификационной работы Направление: 140400.62 Электроэнергетика и электротехника Вид профессиональной деятельности. »

«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ПЕТРА ВЕЛИКОГО УТВЕРЖДАЮ Директора ИЭИ В. А. Левенцов 03 июля 2015 г. РАБОЧАЯ ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ Математические модели и методы в научных исследованиях Наименование дисциплины Кафедра-разработчик Информационные системы в экономике и менеджменте Наименование кафедры Направление (специальность) подготовки: 38.06.01 Экономика Код и наименование Наименование ООП: 38.06.01_01 Экономика и управление народным хозяйством (по отраслям и сферам. »

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «КАЗАНСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им. А. Н. ТУПОЛЕВА-КАИ» Институт (факультет) Нижнекамский институт информационных технологий и телекоммуникаций (наименование института, в состав которого входит кафедра, ведущая дисциплину) Кафедра _Естественнонаучных и гуманитарных дисциплин_ (наименование кафедры, ведущей дисциплину) УТВЕРЖДАЮ Директор НИИТТ _И. З. Гафиятов. »

«ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ И ЭКСПОРТНОМУ КОНТРОЛЮ (ФСТЭК РОССИИ) Утвержден ФСТЭК России 11 февраля 2014 г. МЕТОДИЧЕСКИЙ ДОКУМЕНТ МЕРЫ ЗАЩИТЫ ИНФОРМАЦИИ В ГОСУДАРСТВЕННЫХ ИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМАХ СОДЕРЖАНИЕ 1. Общие положения.. 2. Выбор мер защиты информации для их реализации в информационной системе в рамках системы защиты информации 2.1. Классификация информационной системы по требованиям защиты информации.. 2.2. Определение угроз безопасности информации в информационной системе.. 2.3. »

«Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю. А.» Кафедра «Экономика инновационной деятельности» РАБОЧАЯ ПРОГРАММА по дисциплине «Б.1.3.6 Техногенные и экологические риски в ТЭК» направления подготовки « (38.03.06) 100700.62 Торговое дело» Профиль «Коммерция» Б.1 (для дисциплин, реализуемых в рамках профиля) форма обучения – очная курс – 3 семестр – 5 зачетных единиц: 2 часов в неделю –. »

«РОСЖЕЛДОР Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Ростовский государственный университет путей сообщения (ФГБОУ ВПО РГУПС) РАБОЧАЯ ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ Б1.В. ОД.6 ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ И УПРАВЛЯЮЩИЕ СИСТЕМЫ НАПРАВЛЕНИЕ ПОДГОТОВКИ 27.06.01 «Управление в технических системах» Ростов-на-Дону 2014 г. Цели и задачи дисциплины Целью дисциплины является формирование у аспирантов углубленных профессиональных знаний в области. »

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «КАЗАНСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им. А. Н. ТУПОЛЕВА-КАИ» Институт Нижнекамский нститут информационных технологий и телекоммуникаций (наименование института, в состав которого входит кафедра, ведущая дисциплину) Кафедра Информатики и вычислительной техники (наименование кафедры, ведущей дисциплину) УТВЕРЖДАЮ Директор НИИТТ КНИТУ-КАИ _И. З.Гафиятов «15» июня 2015. »

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Сахалинский государственный университет ОТЧЕТ О САМООБСЛЕДОВАНИИ Политехнического колледжа федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования Сахалинский государственный университет Профессия СПО: 08.01.05 Мастер столярно-плотничных и паркетных работ Одобрен на заседании Совета. »

«ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ УНИВЕРСИТЕТ «ГОРНЫЙ» Согласовано Утверждаю _ Руководитель ООП Зав. кафедрой АТПП по направлению 15.03.02 д. т.н. проф. В. Ю. Бажин д. т.н. проф. В. Ю. Бажин ПРОГРАММА УЧЕБНОЙ ДИСЦИПЛИНЫ «МЕХАНИКА ЖИДКОСТИ И ГАЗА» Направление подготовки: 15.03.02. »

«Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю. А.» Кафедра «Автоматизация, управление, мехатроника» РАБОЧАЯ ПРОГРАММА по дисциплине Б.1.1.19 «Диагностика и надежность автоматизированных систем» направления подготовки 15.03.0 «Автоматизация технологических процессов и производств» профиль «Автоматизация технологических процессов и производств в машиностроении» форма обучения – очная курс –. »

«Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю. А.» Кафедра «Истории Отечества и культуры» РАБОЧАЯ ПРОГРАММА по дисциплине Б.1.2.1 «_История науки и техники_» направления подготовки 08.03.01 «Строительство» Профиль: «Автомобильные дороги и аэродромы» форма обучения – заочная курс – 1 семестр – 2 зачетных единиц – 2 академических часов – 72 в том числе: лекции – 4 коллоквиумы – нет. »

«Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю. А.» Кафедра «Автомобили и автомобильное хозяйство» РАБОЧАЯ ПРОГРАММА по дисциплине «Б.2.2.2 Нормативы по защите окружающей среды» направления подготовки (23.03.03) 190600.62 Эксплуатация транспортно-технологических машин и комплексов Профиль «Автомобильный сервис» Профиль «Автомобили и автомобильное хозяйство» форма обучения – заочная курс –. »

«Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю. А.» Кафедра философии РАБОЧАЯ ПРОГРАММА по дисциплине «Философия» (Б. 1.1.2) направление подготовки 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника». Профиль 1 «Электроснабжение». Квалификация (степень) – бакалавр форма обучения – очная курс – 3 семестр 5 зачетных единиц – 3 часов в неделю – 3 ч. всего часов – 108 ч., в том числе: лекции – 18 ч. »

«СОДЕРЖАНИЕ Введение I. Аналитическая часть отчета 4-172 1. Общие сведения об организации 4-32 2. Образовательная деятельность 33-10 2.1. Информация о реализуемых образовательных программах и их содержании 33-47 2.2. Качество подготовки специалистов 47-71 2.3. Анализ качества кадрового обеспечения специалистов 71-74 2.4. Качество учебно-методического и библиотечно-информационного обеспечения реализуемых образовательных программ 74-93 2.5. Функционирование внутренней системы оценки качества. »

«Перевод с английского языка, 2013 г. Оценка потребности в паллиативной помощи Томас Джеймс Линч, доктор наук, Международный консультант по организации Паллиативной Помощи Октябрь, 201 Перевод с английского языка, 2013 г. БЛАГОДАРНОСТЬ Автор хотел бы поблагодарить тех, кто дал интервью, правительственные и неправительственные организации и всех других людей, которые внесли вклад в настоящую оценку потребностей в паллиативном лечении. Их вклад ценится очень высоко. Отличную материально-техническую. »

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «КАЗАНСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСТЕТ им. А. Н. ТУПОЛЕВА-КАИ» Институт информационных технологий и телекоммуникаций Кафедра электрооборудования УТВЕРЖДАЮ Директор НИИТТ КНТУ КАИ И. З. Гафиятов «15»июня 2015 РАБОЧАЯ ПРОГРАММА ВЫПУСКНОЙ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЫ Направление: 150700.62 Машиностроение Вид профессиональной деятельности: производственно-технологическая. »

«Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю. А.» Кафедра «Философия» РАБОЧАЯ ПРОГРАММА по дисциплине М.1.1.2 «Методология научных исследований» направления подготовки 08.04.01 «Строительство» М3 Магистерская программа «Производство строительных материалов, изделий и конструкций» форма обучения – заочная курс – 1 семестр – 1 зачетных единиц – 3 всего часов – 108, в том числе: лекции – 4. »

Http://programma. x-pdf. ru/16tehnicheskie/286569-1-problemi-avtomatizacii-tehnologicheskih-processov-dobichi-transporta-pererabotki-nefti-gaza-sbornik-trudov-vserossiys. php

4.5.1. Методы и средства автоматического контроля технологических параметров в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Классификация средств измерений. Государственная система промышленных приборов и средств автоматизации.

Измерение давления. Манометры трубчато-пружинные, геликсные, мембранные, их устройство, принцип действия и применение. Электроконтактные манометры.

Измерение температуры. Манометрические термометры. Электрические термометры сопротивления. Измерение температуры с автоматическими уравновешенными мостами. Термоэлектрические термометры и их применение.

Измерение объема, массы и расхода вещества. Расходомеры переменного перепада давления. Дифференциальные манометры сильфонные самопишущие ДСС-712. Тахометрические расходомеры: ТОП, НОРД, Турбоквант. Ультразвуковые расходомеры СВУ-1.

Измерение уровня жидкости в резервуарах и технологических аппаратах. Механические уровнемеры: поплавковые УДУ-5, УДУ-10; буйковые – УБ-Э. Пьезометрические уровнемеры: уровнемеры «Радиус», «Карандель». Акустические и радиоактивные уровнемеры.

Специальные приборы контроля параметров нефтяных и газовых скважин. Измерение давления в скважинах. Глубинные манометры геликсные МГН-2. Измерение температуры в скважинах. Измерение расхода в скважине. Глубинные расходомеры с турбинкой РГД-3, РГД-4. Звукометрические методы и аппаратура для измерения уровня жидкости в скважине.

Автоматические станции для исследования скважин АИСТ, Азинмаш-11 и др. Специальные приборы контроля процесса добычи, подготовки нефти и природного газа, их учета.

Измерение плотности нефти и нефтепродуктов. Измерение вязкости нефти и нефтепродуктов. Анализаторы содержания солей в нефти. Датчики межфазного уровня жидкости. Автоматический сброс пластовой воды из технологических аппаратов.

4.5.2. Автоматизированные системы управления технологическими процессами добычи, сбора и подготовки нефти и газа

Современные принципы построения систем автоматического управления нефтегазодобывающими предприятиями. Системы автоматизации нефтяных скважин. Автоматизация скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Режим работы скважин. Самозапуск скважин. Отключение электродвигателя станка-качалки при аварийных состояниях оборудования: обрыве фаз, ремней, повышении или понижении давления в выкидном нефтепроводе от установленных значений, токовых перегрузках и коротких замыканиях электродвигателя. Автоматизация скважин, оборудованных электропогружными насосами. Отключение погружного электродвигателя при отклонении напряжения питания от номинальных значений, перегрузках и недогрузках, автоматическое повторное включение при восстановлении уровня жидкости в скважине, непрерывный контроль сопротивления изоляции кабеля и отключение двигателя при значительных снижениях давления в напорном нефтепроводе скважины и др.

Автоматизация скважин, оборудованных электродиафрагменными и электровинтовыми насосами.

Автоматизированные групповые замерные установки, их устройство и принцип работы. Технологическая схема замера дебита скважин.

Автоматизация дожимных насосных станций. Автоматическое регулирование производительности ДНС, контроль за уровнем жидкости в буферных емкостях, включение рабочих и резервных насосов. Автоматическая защита ДНС при аварийных уровнях нефти, повышения давления и др.

Автоматизированные сепарационные установки. Автоматическое регулирование уровня нефти в сепараторах, регулирование давления в газовой линии. Регуляторы уровня и давления прямого действия.

Автоматизированные блочные установки подготовки нефти. Система автоматики безопасности подогрева газонефтяной смеси в трубчатых печах.

Автоматическое измерение массы товарной нефти. Станции учета нефти КОР-МАС и особенности их применения в производственных условиях.

Автоматизация нефтеперекачивающих насосных станций. Технологическая схема и аварийная защита агрегатов при нарушении технологических регламентов.

Автоматизированные блочные кустовые насосные станции. Блок автоматического управления, защиты и контроля параметров технологического оборудования насосных блоков. Выбор режима работы оборудования насосной станции, учет закачиваемого агента.

Автоматизация добычи и промысловой подготовки газа. Автоматическое управление производительностью промысла. Телемеханизация технологических процессов добычи нефти и газа. Агрегатная система телемеханики. Устройство контролируемых пунктов управления. Телеизмерение дебита нефтяных скважин. Системы телемеханики для технологических объектов газодобывающих предприятий.

Внутрипромысловые схемы сбора и транспорта скважинной продукции. Основные объекты системы нефтегазосбора. Разделение продукции скважин на промысле. Дегазация и обезвоживание нефти. Обессоливание нефти. Технологические установки подготовки нефти, режим их работы. Особенности подготовки тяжелых высоковязких нефтей. Подготовка и утилизация нефтяного газа. Подготовка промысловых вод и их утилизация. Показатели и нормы качества товарной нефти и промысловых вод. Нефтепромысловые резервуары. Насосные станции. Замер и учет добычи нефти, газа и воды по скважинам. Учет товарной продукции, применяемое оборудование и технические средства.

Осложнения при эксплуатации системы нефтегазосбора, трубопроводов и установок подготовки нефти, газа и воды. Методы борьбы с осложнениями. Коррозия промысловых трубопроводов и оборудования. Методы защиты от коррозии, ингибиторы коррозии.

Охрана окружающей среды при сборе и подготовке скважинной продукции.

Http://studopedia. ru/8_16355_avtomatizatsiya-proizvodstvennih-protsessov-v-dobiche-nefti-i-gaza. html

Введение. Исакович Р. Я. автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности

§ 6. Применение теории размерностей при подготовке эксперимента и при анализе экспериментальных результатов

§ 7. Применение безразмерных переменных при обработке статисти¬ческого материала

§ 17. Постановка задачи планирования эксперимента. Критерии планирования

§ 20. Ортогональный центральный композиционный план для квадратичных моделей

§ 23. Идентификация переходной функции объекта на основе методов аппроксимации в классе экспоненциальных функций

§ 25. Идентификация дифференциальной модели на основе метода приближения по критерию совпадения моментов

§ 26. Идентификация импульсной переходной функции на основе метода корреляционных функций

§ 27. Идентификация параметров дифференциальной модели на основе регрессионных методов

§ 28. Аналитические модели в задачах автоматического регулирования и автоматизации

§ 34. Сохранение термодинамических функций при равновесном состоянии системы. Уравнения равновесного состояния

§ 35. Закономерности описания процессов переноса вещества в двухфазных системах

§ 40. Основы процессов подготовки газа и постановка задачи их моделирования

§ 45. Основы процессов подготовки нефти и постановка задачи их моделирования

§ 46. Моделирование процесса разделения водонефтяных эмульсий в отстойном аппарате

§ 48. Принципы построения и классификация автоматических регуляторов

§ 49. Математические модели и способы реализации автоматических регуляторов

§ 58. Применение микропроцессоров в качестве регулирующих устройств

§ 59. Общая характеристика и классификация исполнительных устройств

§ 63. Теоретические основы автоматического управления процессом бурения

§ 68. Принципы оптимального автоматического управления процессом бурения

§ 69. Характерные особенности нефтедобывающих предприятий и основные принципы их автоматизации

§ 70. Типовая технологическая схема автоматизированного нефтедобывающего предприятия

§ 73. Автоматизированная система сбора и обработки информации о производительности нефтяных скважин «Спутник BMP»

§ 76. Характеристика технологического процесса и задачи автоматизации

§ 81. Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод и автоматизация водозаборных скважин

§ 83. Характеристика магистрального нефтепровода как объекта автоматизации

§ 86. Характеристика газовых и газоконденсатных промыслов как объектов автоматизации

§ 88. Автоматическое управление процессом низкотемпературной сепарации газа

Http://rengm. ru/rengm/avtomatizaciya-proizvodstvennyh-processov-neftyanoy-i-gazovoy-promyshlennosti-isakovich-rya. html

1.1. Автоматизация объектов переработки нефтяного газа должна обеспечивать интенсификацию производства, надежное функционирование технологического объекта, сокращение ручного труда и топливно-энергетических затрат, а также безопасность работы обслуживающего персонала.

1.2. Управление основными технологическими процессами объектов газоперерабатывающего завода (ТПЗ) должно осуществляться, как правило, из одного помещения управления (ПУ). При необходимости могут быть предусмотрены необслуживаемые помещения КиП и А для размещения датчиков, релейной аппаратуры, микропроцессорных терминалов и приборов неоперативного контроля (МПУ).

1.3. Для оперативного управления производственным процессом и координации работы сооружений ГПЗ в блоке с административным корпусом необходимо предусматривать диспетчерский пункт (ДП) ГПЗ.

2.1. Объектом автоматизации является газоперерабатывающий завод Миннефтепрома.

– насосная станция хозпитьевого, производственного и противопожарного водоснабжения;

– сооружения обслуживающего назначения (адм. корпус, гараж, ДМ, лаборатория, пождепо, склад инструментов и стоянка электрокаров, быткорпус);

3.1. Системы автоматизации и управления по всем сооружениям должны предусматривать работу в условиях нормальной эксплуатации без постоянного присутствия обслуживающего персонала непосредственно на установках, у агрегатов и аппаратов.

3.2. Системы автоматизации и управления технологических процессов в общем случае должны предусматривать:

– регистрацию параметров, необходимых для отчетности и анализа работы технологических узлов и отдельных агрегатов;

– автоматическое регулирование параметров в характерных точках процесса;

– автоматическую защиту технологического оборудования в аварийных ситуациях;

– автоматический ввод резервных агрегатов (АВР) при выходе из строя рабочих агрегатов в случае, когда прекращение работы агрегата может привести к возникновению аварийной ситуации;

– сигнализацию (предупредительную и аварийную) отклонения основных технологических параметров от заданных значений;

– сигнализацию состояния оборудования и арматуры с электроприводом, управляемых из помещения управлении;

3.3. Срабатывание схемы защиты агрегата (установки) должно предваряться предупредительной сигнализацией и сопровождаться аварийной (с запоминанием первого сигнала защиты).

4.1. Приборы и средства автоматизации, применяемые в проектах, как правило, должны серийно изготавливаться отечественной промышленностью.

4.2. При применении в проектах не серийных приборов и средств автоматизации последние включаются в спецификации только после согласования с соответствующими ведомствами или заводами-изготовителями.

4.3. На приборы, не выпускаемые отечественной промышленностью, должны составляться технические требования на разработку или предложения на закупку по импорту.

4.4. Принятые для реализации схем автоматизации приборы и регуляторы должны, как правило, входить в Государственную систему приборов (ГСП).

4.5. В проектах автоматизации технологических процессов следует предусматривать применение микропроцессорной техники по мере освоения ее промышленностью в соответствии с основными направлениями, изложенными в приказе Миннефтепрома № 529 от 10.10.82 г.

4.6. При выборе приборов и средств автоматизации следует учитывать классы взрывоопасных зон, в которых устанавливаются принимаемые приборы и средства автоматизации.

4.7. В проектах автоматизации технологических процессов следует, как правило, применять щита, пульты и монтажные материалы заводского изготовления (предприятиями Главмонтажавтоматики Минмонтажспецстроя СССР).

5.1.1. Узел сепарации и замера газа в общем случае должен быть оснащен средствами автоматизации, обеспечивающими:

1) регистрацию и расчет количества газа, поступающего на ГПЗ в весовых единицах, приведенный к нормальным условиям (коммерческий учет); по мере освоения серийного производства средств автоматизации

3) автоматическое включение (выключение) насоса по уровню конденсата в разделительной емкости;

– максимального уровня углеводородного конденсата во входных сепараторах с формированием сигнала на отключение компрессоров сирого газа.

6) дистанционное и местное управление электроприводными отключающими задвижками с сигнализацией их положения;

7) местный технологический контроль параметров (манометры, термометры и т. п.) в необходимом для эксплуатации объеме.

5.1.2. Датчики приборов коммерческого учета должны устанавливаться на участках газопроводов с отсутствие» содержания влаги и механических примесей в газе.

5.2.1. Для компримирования сырого газа I, II и III ступеней сепарации на ГПЗ применяются компрессоры двух типов:

Кроме того, для компримирования сырого газа концевых ступеней и "горячей" сепарации нефти на ГПЗ применяются винтовые компрессоры.

5.2.2. В состав компрессорной сырого газа входит также общестанционное технологическое оборудование: межступенчатые и концевые сепараторы, аппараты воздушного охлаждения (АВО) и отделение охлаждения умягченной воды (антифриза) (последнее – для обеспечения охлаждения ГМК).

5.2.3.1. Газомотокомпрессоры частично автоматизированы и в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации должны обслуживаться производственным персоналом с организованных в машзале рабочих мест.

5.2.3.2. В объем поставки ГМК входит система защиты, обеспечивающая его остановку (с включением магнето "на землю") при:

5.2.3.3. Кроме защиты, входящей в комплект поставки, газомотокомпрессоры должны быть оборудованы системой автоматики, обеспечивающей отключение топливного газа (на каждый компрессор) при:

– повышении уровня жидкости в сепараторах, установленных на приеме каждой ступени компрессора выше допустимого;

– повышении давления на нагнетальном патрубке компрессора и на отключаемых запорными органами промежуточных ступенях выше допустимого;

– самопроизвольной остановке компрессора (импульсом для контура блокировки при этом является снижение давления масла);

– воздействии на индивидуальную кнопку дистанционной аварийной остановки компрессора.

5.2.3.4. При автоматизации ГМК следует предусматривать автоматическое отключение подачи топливного газа при воздействии на кнопку дистанционной аварийной остановки всех компрессоров, установленных в машзале.

5.2.3.5. Все виды блокировок, связанных с отключением топливного газа, кроме блокировок при воздействии на кнопки дистанционного отключения как индивидуальную, так и групповую, должны сопровождаться светозвуковой сигнализацией нарушения параметров, по которым произошло отключение топливного газа.

5.2.3.6. Кроме сигнализации по п. 5.2.3.5 должна предусматриваться предупредительная сигнализация:

– при понижении давления газа на приеме компрессора ниже допустимого;

– при понижении давления воздуха КиА в коллекторе ниже допустимого.

5.2.3.7. Кнопки общей дистанционной аварийной остановки газомотокомпрессоров должны быть расположены возле всех выходов вне компрессорной и в ПУ, индивидуальной – у ближайшего выхода.

5.2.4.1. Центробежные компрессоры с электроприводом должны бить оборудованы системой автоматики, обеспечивающей:

– управление и контроль за работой агрегата из помещения управления, без постоянного присутствия обслуживающего персонала в машзале;

– защиту агрегата при возникновении аварийных ситуаций во всех режимах;

– дистанционное (пооперационное) или автоматическое выполнение предпусковых операций;

– автоматическое управление процессами пуска и остановки агрегата.

1) автоматический пуск и нормальную остановку агрегата с главного щита управления (ГЩУ);

– при воздействии на кнопки аварийной остановки, установленные на ГЩУ и МЩУ;

– при повышении концентрации углеводородных газов выше 50 % от НПВ.

3) пооперационный пуск и остановку компрессора с местного щита управления (МЩУ);

4) автоматический ввод резерва пусковых маслонасосов и вентиляторов продувки главного электродвигателя;

5) измерение основных технологических параметров, определяющих работу агрегата;

6) сигнализацию состояния отдельных механизмов агрегата, неисправностей и действия защит;

7) формирование сигналов "компрессор работает", "компрессор остановлен" и "авария на компрессоре" для передачи на верхний уровень управления;

5.2.4.3. Аварийная остановка компрессорного агрегата должна обеспечиваться при срабатывании любой из следующих защит:

– понижение давления масла смазки подшипников и торцевых уплотнений компрессора;

– понижение давления масла на сливе с торцевых уплотнений подшипников ЦНД и ЦВД;

– понижение расхода воды (антифриза) к воздухоохладителям главного электродвигателя;

– понижение избыточного давления в кожухе главного электродвигателя;

– повышение температуры подшипников компрессора и главного электродвигателя;

– понижение давления масла смазки муфт и подшипников редукторов и главного электродвигателя;

– неисправности главного электродвигателя и возбудительного устройства.

5.2.4.4. Система автоматизации компрессора должна обеспечивать выдачу предупредительной сигнализации отклонения от нормальных значений следующих параметров по каждому агрегату:

– повышение температуры подшипников компрессора и главного электродвигателя;

– понижение давления масла смазки муфт, подшипников редуктора и главного электродвигателя;

– понижение давления масла смазки подшипников и торцевых уплотнений компрессора;

– понижение давления масла на сливе с торцевых уплотнение подшипников ЦНД и ЦВД компрессора;

– понижение избыточного давления в кожухе главного электродвигателя;

– повышение температуры охлаждающей воды (антифриза) на выходе из воздухоохладителей главного электродвигателя;

– неоткрытие крана на сбросе на факел при аварийной остановке компрессора;

Компрессоры дополнительно к поставляемой комплектно автоматике должны быть оборудованы системой автоматики, предусматривающей:

– отключение при повышении концентрация углеводородных газов до 50 % НПВ;

– аварийную световую и звуковую сигнализацию повышения уровня жидкости в приемном сепараторе;

– предупредительную сигнализацию повышения уровня жидкости в концевом сепараторе;

– предупредительную сигнализацию понижения температуры газа после концевого аппарата воздушного охлаждения (АВО);

5.2.6.1. По общестанционному технологическому оборудованию следует предусматривать:

– дистанционное управление общестанционными задвижками (пневмокранами) со щита из ПУ.

Примечание: При применении в качестве общестанционной отключающей арматуры пневмокранов в технологической части проекта должно быть предусмотрено пневмопитание узлов управления этими кранами (газ давлением 8 – 64 Кгс/см 2 (0,8 – 6,4 МПа) в соответствии о ГОСТ 17433-80 по точке росы, содержанию масла и механических примесей);

– сигнализацию положения общестанционных задвижек (кранов) "открыто", "закрыто";

– регистрацию температуры, газа, выходящего из компрессорной сырого газа;

5.2.6.2. По отделению охлаждения умягченной воды (антифриза) следует предусматривать следующий объем автоматизации:

1) АВР циркуляционных насосов по падению расхода воды (антифриза) в нагнетательном трубопроводе рабочего насоса;

2) дистанционное управление электродвигателями циркуляционных насосов и вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения;

4) регистрацию температуры воды в каждом коллекторе на выходе потребителям;

– абсорбцией с последующей регенерацией абсорбента в колонне-десорбере;

5.3.2. Осушка конденсата на ГПЗ осуществляется только методом адсорбции.

5.3.3. Регенерация твердых поглотителей производится сухим газом, подогреваемым в цилиндрических печах.

5.3.4. Система автоматики, обеспечивающая режим абсорбции, должна предусматривать:

3) сигнализацию минимального значения уровня в приемной емкости регенерированного абсорбента;

4) дистанционное (из ПУ) отключение насосов подачи регенерированного абсорбента в абсорбер;

5.3.5. Автоматика блока регенерации абсорбента (гликоля) предусматривает:

5.3.6. Для поддержания режима адсорбции необходимо предусматривать:

– автоматическое (по определенной программе) и дистанционное управление приводной арматурой, переключающей адсорберы с режима осушки на режимы регенерации и охлаждения:

– регулирование расхода газа регенерации на блок осушки конденсата;

– регистрацию температуры адсорбента в зонах по высоте адсорбера (низ, середина, верх);

– регистрацию и сигнализацию повышения перепада давлений на адсорбере;

5.3.7. Система автоматики, обеспечивающая режим работы печи для подогрева газа должна предусматривать:

1) автоматическое регулирование температуры газа регенерации, выходящего из печи;

4) дистанционное управление электроприводными задвижками на отсечке продукта, топливного газа, подаче пара для пожаротушения;

5) сигнализацию (светозвуковую) падения давления топливного газа на подаче к форсункам печи и расхода газа регенерации, повышения температуры газа регенерации;

5.3.8. При работе установки осушки в объеме пускового комплекса на выходе газа с установки в магистральный газопровод следует предусматривать замерный узел газа с установкой узла коммерческого учета.

5.4.1. Наиболее распространенными схемами переработки газа на ГПЗ являются:

– низкотемпературная абсорбция (НТА) с предварительным насыщением абсорбента;

Осуществляется по трехколонной схеме: абсорбер – абсорбционноотпарная колонна (АОК) – десорбер.

5.4.3. Узлу абсорбции предшествует узел захолаживания скомпримированного сырого газа. Захолаживание производится последовательно холодными потоками газа и сжиженным пропаном.

– расхода углеводородного конденсата из разделительной емкости с коррекцией по уровню в последней;

3) дистанционное измерение температуры потоков после каждого теплообменника;

5.4.5. Технологическая схема процесса НТА должна быть оснащена средствами автоматизации, обеспечивающими:

– соотношения расходов газ – абсорбент, поступающий на предварительное насыщение;

– расхода насыщенного абсорбента в АСК с коррекцией по уровню в кубе абсорбера;

– температуры: в кубе абсорбера, регенерированного абсорбента, поступающего в емкость, и вверху абсорбера;

– предельно допустимых значений уровня в емкости регенерированного абсорбента;

5.4.6. Система автоматизации режима работы АОК должна обеспечивать:

– расхода регенерированного абсорбента на подаче в абсорбционную часть АОК;

– температуры в кубе, на тарелке ввода питания и в абсорбционной части АОК, на вводе абсорбента в АОК и на выходе паров из испарителя;

5.4.7. Система автоматизации по узлу десорбции и регенерации абсорбента должна обеспечивать:

– "горячей струи" на выходе из печи с коррекцией по температуре в кубе десорбера;

– расхода и температуры охлаждающей воды к АВО (с автоматическим отключением АВО);

9) сигнализацию снижения расхода на нагнетании "горячих" насосов (общий поток);

– температуры потока газа после пропанового испарителя и уходящего газа;

– давления, температуры и уровня в насосах типа ХГВ с формированием сигналов на отключение двигателей насосов;

– верхнего предельного уровня углеводородного конденсата в трехфазном разделителе:

4) дистанционное управление из ПУ: насосами, жалюзи АВО, поворотом лопастей вентиляторов АВО (если это позволяет конструкция);

– расхода конденсата в подогреватель куба деметанизатора с коррекцией по температуре куба деметанизатора;

– температуры газожидкостной смеси после пропанового холодильника;

– максимального и минимального уровней в рефлюксной емкости деэтанизатора;

4) дистанционное (автоматическое) управление жалюзями АВО, дистанционное отключение насосов;

– дистанционный контроль агрегата без постоянного обслуживающего персонала у оборудования;

– остановку агрегата по команде оператора или при срабатывании защит;

– контроль и регистрацию на дистанционном щите основных технологических параметров;

– технологическую режимную предупредительную и аварийную сигнализацию;

– формирование режимной сигнализации для передачи на диспетчерский пункт ГПЗ;

5.4.10. С местного щита управления турбодетандера должны осуществляться:

5.4.11. С дистанционного щита управления турбодетандера должен осуществляться контроль:

– температуры газа на входе в турбодетандер, выходе из него, входе в компрессор, выходе из него, температуры масла на сливе из подшипников;

– давления газа на входе в турбодетандер и выходе из нее, на входе в компрессор и выходе из него;

2) предупредительную сигнализацию температуры смазки на сливе из подшипников, уровня масла в маслобаке, неисправности датчика оборотов;

3) режимную сигнализацию "пуск разрешен", "пуск", "агрегат в работе", "агрегат остановлен";

5.4.13. Кроме перечисленного объема автоматизации, входящего в комплект поставки агрегатов, необходимо предусматривать:

– регистрацию температуры газа после концевых холодильников агрегатов;

– местный контроль температур и давлений по аппаратному двору агрегатов.

5.4.14. При подаче отбензиненного газа и ШФЛУ в магистральные трубопроводы на выходе ГПЗ следует предусматривать узлы коммерческого учета (см. п. 5.1.1)

– расхода питания в пропановую колонну с коррекцией по уровню в испарителе деэтанизатора;

– давлений верха деэтанизатора, пропановой колонны и рефлюксной емкости пропановой колонны;

– температур верха и низа деэтанизатора и пропановой колонна ШФУ на выходе установки;

– максимального и минимального уровней в пропановом холодильнике деэтанизатора,

– испарителях деатанизатора и пропановой колонны, в рефлюксной емкости пропановой колонны, в емкости пропана;

4) дистанционное (автоматическое) управление жалюзями АВО, дистанционное отключение насосов;

5.6.1. Для создания пропанового холодильного цикла на 1ПЗ применяют следующие виды компрессоров:

– турбокомпрессорные агрегаты "Светлана", поставляемые фирмой ЧКД "Прага" в составе комплектных холодильных установок.

5.6.2. Объем автоматизации газомотокомпрессоров холодильных пропановых установок аналогичен объему автоматизации, предусматриваемому для ГМК компрессорной сырого газа (см. п. 5.2.3 настоящего РД).

– автоматическое отключение топливного газа при понижении давления на приеме компрессора.

5.6.4. Турбокомпрессоры АТКП и ЧКД "Прага" оборудованы комплектной автоматикой.

5.6.5. Дополнительно к комплектным системам автоматики следует предусматривать приборы и средства автоматизации, обеспечивающие:

– регулирование температуры конденсации пропана поворотом лопастей вентиляторов АВО, уровня в переохладителях пропана, давления в системе конденсации (сдувкой инертов);

– регистрацию и сигнализацию предельных уровней в линейных и дренажных ресиверах и сепараторах;

5.6.6. Управление работой холодильного отделения следует предусматривать следующим образом:

– при применении турбокомпрессоров с электроприводом – из ПУ установки переработки газа или самостоятельного ПУ.

5.7.1. Очистка газа от сероводорода осуществляется абсорбционным методом с последующей регенерацией абсорбента.

5.7.2. Для поддержания заданного режима технологического процесса необходимо предусматривать:

– давления: верха абсорбера; в емкости регенерированного абсорбента; очищенного газа на подаче в емкость регенерированного абсорбента в качестве газовой "подушки"; в емкости верхнего продукта десорбера;

– расхода орошения в десорбер с коррекцией по температуре верха десорбера; расхода теплоносителя в перегонный куб с коррекцией по температуре в перегонном кубе;

– расхода насыщенного абсорбента на десорбцию о коррекцией по уровню в кубе абсорбера;

– уровня в кубе десорбера, в сепараторах сырого и очищенного газа, емкости орошения десорбера, раздела фаз "углеводороды – абсорбент" в разделительной емкости;

– температуры потоков после теплообменника (холодильника) регенерированного абсорбента;

– температуры верхнего продукта десорбера (после конденсатора – холодильника);

– предельно допустимых значений уровня углеводородного конденсата в разделительной емкости с формированием команд на управление насосами на откачке конденсата;

– предельно-допустимых значений уровня в емкости регенерированного абсорбента;

5.7.3. Управление узлом сероочистки следует, как правило, предусматривать из ПУ установки переработки газа.

5.7.4. При компоновке отделения, не позволяющей выполнить централизованное управление, для последнего рекомендуется предусматривать локальное ПУ.

5.8.1. Для обеспечения необходимого давления газа на подаче с газ в магистральные газопроводы используются дожимные компрессорные станции.

5.8.2. В качестве дожимных компрессорных агрегатов на ГПЗ применяются:

5.8.4. Система автоматики центробежных компрессорных агрегатов, применяемых для компримирования газа, поставляется комплектно с агрегатами.

5.8.5. Кроме системы автоматики компрессорных агрегатов, по дожимной компрессорной следует предусматривать объем автоматизации, аналогичный приведенному для общестанционного оборудования компрессорной сырого газа (п. 5.2.6.1).

5.8.6. Управление дожимной компрессорной с применением ШК следует предусматривать с рабочих мест в машзале.

5.8.7. Управление электроприводными компрессорными агрегатами следует осуществлять, как правило, из помещения управления установкой переработки газа, учитывая при компоновке технологического оборудования ограничение по длинам трасс КИП и А.

5.9.1. Факельное хозяйство следует оснащать приборами и средствами автоматизации, обеспечиващими:

1) автоматическое регулирование давления "после себя" в линии топливного газа на "дежурные" горелки факела;

– предельно допустимых значений уровня в сборнике конденсата ("дрипе");

3) дистанционное управление электроприводными задвижками, установленными на газе передавливания, уравнительной линии и выводе конденсата из "дрипа";

5.9.2. Управление работой факельного хозяйства, как правило, осуществляется из помещения управления установки переработки газа.

5.10.1. Объем автоматизации по сооружениям, относящимся к основной технологии (хранению, откачке, налиму продукта), должен предусматривать:

– светозвуковую сигнализацию предельно допустимых значений уровня;

– дистанционное управление коллекторными електроприводными задвижками;

5.10.2. Управление сооружениями товарного парка осуществляется, как правило, из помещения управления парком, размещаемого в бытовом корпусе.

5.11.1. Установка нагрева теплоносителя должна быть оснащена средствами автоматизации, обеспечивающими:

1) автоматическое регулирование давления топливного газа и расхода топливного газа на печь с коррекцией по температуре теплоносителя на выходе из печи;

3) светозвуковую предупредительную сигнализацию понижения уровня теплоносителя в подпиточной емкости;

4) аварийную светозвуковую сигнализацию с формированием сигнала на отсечку топливного газа при:

– погасании пламени в топке печи (для печей с факельными горелками);

5) аварийную светозвуковую сигнализацию с формированием сигнала на отсечку топливного газа и включение паровой завесы при загазованности площадки печей;

6) дистанционное, местное и автоматическое управление электроприводными задвижками на трубопроводах топливного газа и пара для создания паровой "завесы";

7) АВР циркуляционных насосов при аварийном понижении напора в нагнетательном коллекторе;

8) аварийную светозвуковую сигнализацию при понижении напора в коллекторе всоса циркуляционных насосов;

10) светозвуковую сигнализацию отклонения от заданных значений тяги в печи;

5.11.2. Контроль за работой установки нагрева теплоносителя рекомендуется осуществлять из единого теплового пункта (котельной) завода.

Объем автоматизации предусматривается в соответствии с типовым проектом, разработанным институтом "Гипрокислород"

– светозвуковую сигнализацию повышения давления в емкостях азота с формированием командного сигнала на отсечку подачи азота о емкости при достижении заданных значений давления;

– регулирование давления "после себя" в трубопроводе из емкостей в сеть азота;

5.13.2. Контроль за работой склада следует осуществлять с рабочего места оператора азотно-кислородной станции.

5.15.2. Применяемые на ГПЗ воздушные компрессоры и установки осушки поставляются заводами-изготовителями комплектно с системами автоматики.

5.15.3. Дополнительно к поставляемым системам автоматики следует предусматривать:

1) регулирование давления "после себя" в коллекторе заводской сети сжатого воздуха КИП и А;

2) регистрацию расхода воздуха КИП и А, поступающего в заводскую сеть;

– повышения влажности (температуры точки росы) воздуха КиА выше допустимой;

4) формирование общего аварийного сигнала для передачи в нерасшифрованном виде на верхний уровень управления и запоминанием первопричины аварийного состояния по месту.

Объем автоматизации котельной определяется типовыми проектами. Для блочных котельных при их работе без постоянного присутствия обслуживающего персонала должна предусматриваться выдача сигнализации состояния в диспетчерскую ГПЗ.

5.17.1. На ГПЗ компоновка складов метанола выполняется в двух вариантах:

5.17.2. В обоих случаях следует предусматривать местный контроль температуры, давления и уровня.

5.18.1. В состав установки входят насосы подачи раствора и сеть растворопроводов от насосной с разводкой раствора по производственным помещениям, подлежащим автоматическому пенотушению.

5.18.2. В качестве побудителей системы в установках пенотушения применяются:

– гидравлическая система с применением подпорного насоса малой производительности.

5.18.3. Объем автоматизации по установке пенотушения при работе с любой побудительной системой должен обеспечивать:

1) .местное, автоматическое и дистанционное (из помещения, пожарного депо) включение насосов подачи раствора в систему пенотушения;

2) АВР насоса подачи раствора при снижении напора на рабочем насосе;

3) автоматическую остановку насосов при достижении предельного нижнего уровня раствора в резервуаре;

4) автоматическое и дистанционное (из помещения управления технологической установкой) открытие электроприводных задвижек на растворопроводах в помещение, где возник пожар;

5) сигнализацию отклонения от нормы давления в контуре пневматической (гидравлической) побудительной системы при неработающих насосах;

6) местное управление насосом для создания гидравлической побудительной системы;

7) формирование общего сигнала отклонения от заданных значений режима работы установки для передачи на ДП ГПЗ с расшифровкой сигнала на шкафу управления, размещаемом по месту в насосной.

5.18.4. Автоматический пуск рабочего насоса подачи раствора и открытие задвижки на растворопроводе в помещение осуществляется по сигналу от датчиков автоматической пожарной сигнализации, которой оборудовано данное производственное помещение.

Системой автоматизации предусматривается автоматический пуск вытяжной вентсистемы цри загазованности склада выше 50 % от НПВ углеводородных газов.

5.20.1. Насосные станции хозпитьевого, производственного и противопожарного водоснабжения, как правило, блокируются в одном помещении. При этом предусматривают три группы насосов:

Первые две группы насосов работают, как правило, на один напорный кольцевой коллектор с забором воды из резервуаров производственно-противопожарного запаса.

1) местное и автоматическое (в пределах уровня запаса производственной воды) управление насосами производственной воды с сигнализацией предельно допустимых уровней запаса производственной воды;

2) местное и дистанционное (из помещения пожарного депо) управления пожарными насосами;

3) автоматическое включение пожарного рабочего насоса (для пожаротушения зданий и создания водяной "завесы" на товарных парках) по падению напора в напорном кольцевом коллекторе с одновременным открытием электроприводных задвижек на систему дренчерного пожаротушения (водяной завесы);

4) АВР насосов (в каждой группе) по падению напора в нагнетательном трубопроводе рабочего насоса;

5) автоматическое поддерживание уровня запаса вода в резервуаре управлением электроприводной задвижкой на водоводе к резервуару;

6) автоматическое и дистанционное (из помещения управления технологической установкой управление электроприводными задвижками на водоводах создания водяной "завесы" (при отсутствии систем с отсечными клапанами);

7) формирование общего сигнала отклонения режима работы насосной станции от заданного для выноса на ДП ГПЗ и его расшифровка (запоминание первопричины отклонения) по месту;

5.20.3. При размещении насосных в заглубленных помещениях дополнительно к перечисленному объему автоматизации следует предусматривать:

– местное и автоматическое управление дренажным насосом (по уровню в дренажном приямке).

5.21.2. Первые два типа КНС, как правило, блокируются в одной насосной.

5.21.3. В блоке указанной насосной предусматривается следующее оборудование:

– группа насосов с приемным резервуаром производственно-дождевых стоков;

5.21.4. Средства автоматизации по блоку насосной должны предусматривать:

– местное и автоматическое (по уровню в соответствующем резервуаре) управление каждой группы насосов;

– сигнализацию аварийного уровня в соответствующем резервуаре с формированием общего сигнала аварии для выноса на ДП;

– местное и автоматическое управление (по уровню в дренажном приямке) дренажным насосом;

5.21.5. При применении насосов бытовых стоков, требующих подпора на сальниковые уплотнения, следует предусматривать одновременное автоматическое включение подпорных насосов.

5.21.6. Схема автоматизации для КНС очищенных стоков аналогична предусмотренной для любой из перечисленных групп насосов блока КНС в заглубленном варианте.

5.21.7. Объемы автоматизации по станциям биологической очистки и артскважинам следует принимать в соответствии с типовыми проектами, разработанными организациями ВодоканалНИИпроекта.

5.22.1. В сооружениях обслуживающего назначения, как правило, предусматривается автоматизация работы вентсистем непрерывного или периодического действия.

5.22.2. Приточные системы непрерывного действия (сдвоенные) должны быть оборудованы автоматикой, обеспечивающей:

1) АВР вентилятора при снижении напора в нагнетательном коллекторе вентсистемы;

2) регулирование температуры воздуха в нагнетательном коллекторе вентсистемы (или в обслуживаемом помещении) изменением подачи теплоносителя в калорифер в обоснованных случаях;

– состояния вентагрегатов: "нормальный напор", "падение напора", "АВР включен".

5.22.3. Средства автоматизации сдвоенных вытяжных вент-систем должны обеспечивать:

– АВР вентилятора при снижении тяги (разрежения) во всасывающем коллекторе вентсистемы;

– сигнализации состояния вентагрегатов: "вентилятор № 1 включен", "вентилятор № 2 включен", "включен резерв", "падение разрежения";

5.22.4. Контроль за работой вентагрегатов осуществляется с рабочих мест производственного персонала, обслуживающего помещения, для которых предусмотрена вышеуказанная вентиляция.

5.22.5. К вентсистемам периодического действия относятся вентсистемы, обслуживающие помещения с периодическими процессами, либо с периодическим пребыванием персонала на рабочем месте, и аварийные вентсистемы.

5.22.6. Приточные вентсистемы периодического действия должны оснащаться средствами автоматизации, обеспечивающими:

– защиту калориферов от замораживания и трехминутный прогрев калорифера перед пуском вентагрегата;

– местный контроль температуры воздуха и теплоносителя после калорифера;

– дистанционное отключение агрегата при возникновении пожара в помещении, которое агрегат обслуживает;

– сигнализацию работы агрегата: "авария" (калорифер заморожен, исчезновение напряжения);

5.22.7. Контроль за работой указанных агрегатов осуществляется с рабочих мест персонала, обслуживающего процесс или помещение с размещаемых на этих рабочих местах шкафов управления и сигнализации.

5.22.8. Работа периодически действующих вытяжных вент-систем, как правило, блокируется с работой другого оборудования или процесса. При этом средства автоматизации должны предусматривать одновременное автоматическое включение вентсистемы с включением указанного оборудования, автоматическое выключение оборудования при отключении вентагрегата и контроль состояния вентсистемы с рабочего места обслуживающего персонала.

5.22.9. Работа аварийных вентсистем сблокирована с работой сигнализаторов довзрывоопасных (или предельно допустимых санитарных) концентраций.

5.22.10. Кроме автоматического включения аварийных вентсистем необходимо предусматривать дистанционное включение всех аварийных вентсистем из безопасного места.

5.23.1. Сливо-наливная эстакада, как правило, оборудована электроприводными задвижками на наливных трубопроводах и уравнительных линиях с дистанционным управлением из ПУ товарного парка и электроприводными задвижками на трубопроводах паровой завесы с их включением по песту.

5.23.2. Открытию электроприводных задвижек на трубопроводах паровой завесы должна предшествовать предупредительная звуковая сигнализация (срабатывает при нажатии кнопки включения паровой задвижки) с одновременным закрытием электроприводных задвижек на наливных трубопроводах и уравнительных линиях (от вышеупомянутой кнопки).

5.23.3. Для контроля давления в наливных стояках следует предусматривать местные манометры.

– регистрации расходов, давлений и температур сырого газа, поступающего на ГПЗ, и отбензиненного газа, уходящего с ГПЗ;

– регистрацию состояния компрессорных агрегатов, сырого газа, дожимных и воздушных.

– сигнализацию аварийного состояния в сооружении (общий нерасшифрованный сигнал по каждому сооружению).

Http://www. stroyplan. ru/docs. php? showitem=9345

Рассмотрены основные технологические процессы, современное состояние и актуальные проблемы нефтегазопереработки; экономические основы оценки технологической политики, а также методы оптимизации значения качественных характеристик топлив, оптимизации загрузки производственных мощностей и обоснование важнейших экономических индикаторов рациональной финансовой стратегии: нормы реинвестирования прибыли и уровня долгосрочных заимствований; вопросы построения современных систем управления технологическими процессами, включая поддержание технологических параметров, расчет и управление по показателям качества продуктов и технико-экономическим показателям; методы обеспечения, безопасности взрыво – и пожароопасных производств. Для студентов вузов, инженерно-технических и научных работников нефтеперерабатывающей отрасли нефтегазового комплекса. Обо всём этом и не только в книге Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа

Вы хотите как можно больше узнать о книге Технология экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа? Тогда могу Вас уверить в том, что Вы находитесь в правильном месте. Так вот, Технология экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа – это книга, которая была опубликована в издательстве Химия в 2005 году. Здесь вы найдете описание этой замечательного произведения и выходные данные. Также вы можете купить книгу Технология экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа на сайтах наших партнеров.

Убедительно просим Вас отнеситись с пониманием к тому, что информация о книгах не всегда точная, поскольку ошибки встречаются в любой творческой работе.

Если по Вашему мнению сведения о книге «Технология экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа» ошибочны или не обладают достаточной полнотой, то рекомендуем Вам предложить свою информацию о книге «Технология экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа».

Для Вашего удобства мы оптимизируем эту страницу не только по правильному запросу «Технология экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа», но и по ошибочному запросу «nt[yjkjubz &#039rjyjvbrf b fdnjvfnbpfwbz ghjwtccjd gththf, jnrb ytanb b ufpf». Такие ошибки иногда происходят, когда пользователи забывают сменить раскладку клавиатуры при вводе слова в строку поиска. Поэтому не стоит переживать, если Вы случайно в поисковой строке ввели «nt[yjkjubz &#039rjyjvbrf b fdnjvfnbpfwbz ghjwtccjd gththf, jnrb ytanb b ufpf» вместо «Технология экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа», Вы найдете интересующую Вас информацию.

Название: Технология экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа ;

Описание: на данной странице представлена информация о книге Технология экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа;

Ключевые слова: Технология экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа, , книга, купить, скачать, скачать бесплатно, читать онлайн.

Http://izbe. ru/book/328632/tehnologiya-ekonomika-i-avtomatizatsiya-protsessov-pererabotki-nefti-i-gaza/

1.1. Автоматизация объектов переработки нефтяного газа должна обеспечивать интенсификацию производства, надежное функционирование технологического объекта, сокращение ручного труда и топливно-энергетических затрат, а также безопасность работы обслуживающего персонала.

1.2. Управление основными технологическими процессами объектов газоперерабатывающего завода (ТПЗ) должно осуществляться, как правило, из одного помещения управления (ПУ). При необходимости могут быть предусмотрены необслуживаемые помещения КиП и А для размещения датчиков, релейной аппаратуры, микропроцессорных терминалов и приборов неоперативного контроля (МПУ).

1.3. Для оперативного управления производственным процессом и координации работы сооружений ГПЗ в блоке с административным корпусом необходимо предусматривать диспетчерский пункт (ДП) ГПЗ.

2.1. Объектом автоматизации является газоперерабатывающий завод Миннефтепрома.

– насосная станция хозпитьевого, производственного и противопожарного водоснабжения;

– сооружения обслуживающего назначения (адм. корпус, гараж, ДМ, лаборатория, пождепо, склад инструментов и стоянка электрокаров, быткорпус);

3.1. Системы автоматизации и управления по всем сооружениям должны предусматривать работу в условиях нормальной эксплуатации без постоянного присутствия обслуживающего персонала непосредственно на установках, у агрегатов и аппаратов.

3.2. Системы автоматизации и управления технологических процессов в общем случае должны предусматривать:

– регистрацию параметров, необходимых для отчетности и анализа работы технологических узлов и отдельных агрегатов;

– автоматическое регулирование параметров в характерных точках процесса;

– автоматическую защиту технологического оборудования в аварийных ситуациях;

– автоматический ввод резервных агрегатов (АВР) при выходе из строя рабочих агрегатов в случае, когда прекращение работы агрегата может привести к возникновению аварийной ситуации;

– сигнализацию (предупредительную и аварийную) отклонения основных технологических параметров от заданных значений;

– сигнализацию состояния оборудования и арматуры с электроприводом, управляемых из помещения управлении;

3.3. Срабатывание схемы защиты агрегата (установки) должно предваряться предупредительной сигнализацией и сопровождаться аварийной (с запоминанием первого сигнала защиты).

4.1. Приборы и средства автоматизации, применяемые в проектах, как правило, должны серийно изготавливаться отечественной промышленностью.

4.2. При применении в проектах не серийных приборов и средств автоматизации последние включаются в спецификации только после согласования с соответствующими ведомствами или заводами-изготовителями.

4.3. На приборы, не выпускаемые отечественной промышленностью, должны составляться технические требования на разработку или предложения на закупку по импорту.

4.4. Принятые для реализации схем автоматизации приборы и регуляторы должны, как правило, входить в Государственную систему приборов (ГСП).

4.5. В проектах автоматизации технологических процессов следует предусматривать применение микропроцессорной техники по мере освоения ее промышленностью в соответствии с основными направлениями, изложенными в приказе Миннефтепрома № 529 от 10.10.82 г.

4.6. При выборе приборов и средств автоматизации следует учитывать классы взрывоопасных зон, в которых устанавливаются принимаемые приборы и средства автоматизации.

4.7. В проектах автоматизации технологических процессов следует, как правило, применять щита, пульты и монтажные материалы заводского изготовления (предприятиями Главмонтажавтоматики Минмонтажспецстроя СССР).

5.1.1. Узел сепарации и замера газа в общем случае должен быть оснащен средствами автоматизации, обеспечивающими:

1) регистрацию и расчет количества газа, поступающего на ГПЗ в весовых единицах, приведенный к нормальным условиям (коммерческий учет); по мере освоения серийного производства средств автоматизации

3) автоматическое включение (выключение) насоса по уровню конденсата в разделительной емкости;

– максимального уровня углеводородного конденсата во входных сепараторах с формированием сигнала на отключение компрессоров сирого газа.

6) дистанционное и местное управление электроприводными отключающими задвижками с сигнализацией их положения;

7) местный технологический контроль параметров (манометры, термометры и т. п.) в необходимом для эксплуатации объеме.

5.1.2. Датчики приборов коммерческого учета должны устанавливаться на участках газопроводов с отсутствие» содержания влаги и механических примесей в газе.

5.2.1. Для компримирования сырого газа I, II и III ступеней сепарации на ГПЗ применяются компрессоры двух типов:

Кроме того, для компримирования сырого газа концевых ступеней и "горячей" сепарации нефти на ГПЗ применяются винтовые компрессоры.

5.2.2. В состав компрессорной сырого газа входит также общестанционное технологическое оборудование: межступенчатые и концевые сепараторы, аппараты воздушного охлаждения (АВО) и отделение охлаждения умягченной воды (антифриза) (последнее – для обеспечения охлаждения ГМК).

5.2.3.1. Газомотокомпрессоры частично автоматизированы и в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации должны обслуживаться производственным персоналом с организованных в машзале рабочих мест.

5.2.3.2. В объем поставки ГМК входит система защиты, обеспечивающая его остановку (с включением магнето "на землю") при:

5.2.3.3. Кроме защиты, входящей в комплект поставки, газомотокомпрессоры должны быть оборудованы системой автоматики, обеспечивающей отключение топливного газа (на каждый компрессор) при:

– повышении уровня жидкости в сепараторах, установленных на приеме каждой ступени компрессора выше допустимого;

– повышении давления на нагнетальном патрубке компрессора и на отключаемых запорными органами промежуточных ступенях выше допустимого;

– самопроизвольной остановке компрессора (импульсом для контура блокировки при этом является снижение давления масла);

– воздействии на индивидуальную кнопку дистанционной аварийной остановки компрессора.

5.2.3.4. При автоматизации ГМК следует предусматривать автоматическое отключение подачи топливного газа при воздействии на кнопку дистанционной аварийной остановки всех компрессоров, установленных в машзале.

5.2.3.5. Все виды блокировок, связанных с отключением топливного газа, кроме блокировок при воздействии на кнопки дистанционного отключения как индивидуальную, так и групповую, должны сопровождаться светозвуковой сигнализацией нарушения параметров, по которым произошло отключение топливного газа.

5.2.3.6. Кроме сигнализации по п. 5.2.3.5 должна предусматриваться предупредительная сигнализация:

– при понижении давления газа на приеме компрессора ниже допустимого;

– при понижении давления воздуха КиА в коллекторе ниже допустимого.

5.2.3.7. Кнопки общей дистанционной аварийной остановки газомотокомпрессоров должны быть расположены возле всех выходов вне компрессорной и в ПУ, индивидуальной – у ближайшего выхода.

5.2.4.1. Центробежные компрессоры с электроприводом должны бить оборудованы системой автоматики, обеспечивающей:

– управление и контроль за работой агрегата из помещения управления, без постоянного присутствия обслуживающего персонала в машзале;

– защиту агрегата при возникновении аварийных ситуаций во всех режимах;

– дистанционное (пооперационное) или автоматическое выполнение предпусковых операций;

– автоматическое управление процессами пуска и остановки агрегата.

1) автоматический пуск и нормальную остановку агрегата с главного щита управления (ГЩУ);

– при воздействии на кнопки аварийной остановки, установленные на ГЩУ и МЩУ;

– при повышении концентрации углеводородных газов выше 50 % от НПВ.

3) пооперационный пуск и остановку компрессора с местного щита управления (МЩУ);

4) автоматический ввод резерва пусковых маслонасосов и вентиляторов продувки главного электродвигателя;

5) измерение основных технологических параметров, определяющих работу агрегата;

6) сигнализацию состояния отдельных механизмов агрегата, неисправностей и действия защит;

7) формирование сигналов "компрессор работает", "компрессор остановлен" и "авария на компрессоре" для передачи на верхний уровень управления;

5.2.4.3. Аварийная остановка компрессорного агрегата должна обеспечиваться при срабатывании любой из следующих защит:

– понижение давления масла смазки подшипников и торцевых уплотнений компрессора;

– понижение давления масла на сливе с торцевых уплотнений подшипников ЦНД и ЦВД;

– понижение расхода воды (антифриза) к воздухоохладителям главного электродвигателя;

– понижение избыточного давления в кожухе главного электродвигателя;

– повышение температуры подшипников компрессора и главного электродвигателя;

– понижение давления масла смазки муфт и подшипников редукторов и главного электродвигателя;

– неисправности главного электродвигателя и возбудительного устройства.

5.2.4.4. Система автоматизации компрессора должна обеспечивать выдачу предупредительной сигнализации отклонения от нормальных значений следующих параметров по каждому агрегату:

– повышение температуры подшипников компрессора и главного электродвигателя;

– понижение давления масла смазки муфт, подшипников редуктора и главного электродвигателя;

– понижение давления масла смазки подшипников и торцевых уплотнений компрессора;

– понижение давления масла на сливе с торцевых уплотнение подшипников ЦНД и ЦВД компрессора;

– понижение избыточного давления в кожухе главного электродвигателя;

– повышение температуры охлаждающей воды (антифриза) на выходе из воздухоохладителей главного электродвигателя;

– неоткрытие крана на сбросе на факел при аварийной остановке компрессора;

Компрессоры дополнительно к поставляемой комплектно автоматике должны быть оборудованы системой автоматики, предусматривающей:

– отключение при повышении концентрация углеводородных газов до 50 % НПВ;

– аварийную световую и звуковую сигнализацию повышения уровня жидкости в приемном сепараторе;

– предупредительную сигнализацию повышения уровня жидкости в концевом сепараторе;

– предупредительную сигнализацию понижения температуры газа после концевого аппарата воздушного охлаждения (АВО);

5.2.6.1. По общестанционному технологическому оборудованию следует предусматривать:

– дистанционное управление общестанционными задвижками (пневмокранами) со щита из ПУ.

Примечание: При применении в качестве общестанционной отключающей арматуры пневмокранов в технологической части проекта должно быть предусмотрено пневмопитание узлов управления этими кранами (газ давлением 8 – 64 Кгс/см 2 (0,8 – 6,4 МПа) в соответствии о ГОСТ 17433-80 по точке росы, содержанию масла и механических примесей);

– сигнализацию положения общестанционных задвижек (кранов) "открыто", "закрыто";

– регистрацию температуры, газа, выходящего из компрессорной сырого газа;

5.2.6.2. По отделению охлаждения умягченной воды (антифриза) следует предусматривать следующий объем автоматизации:

1) АВР циркуляционных насосов по падению расхода воды (антифриза) в нагнетательном трубопроводе рабочего насоса;

2) дистанционное управление электродвигателями циркуляционных насосов и вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения;

4) регистрацию температуры воды в каждом коллекторе на выходе потребителям;

– абсорбцией с последующей регенерацией абсорбента в колонне-десорбере;

5.3.2. Осушка конденсата на ГПЗ осуществляется только методом адсорбции.

5.3.3. Регенерация твердых поглотителей производится сухим газом, подогреваемым в цилиндрических печах.

5.3.4. Система автоматики, обеспечивающая режим абсорбции, должна предусматривать:

3) сигнализацию минимального значения уровня в приемной емкости регенерированного абсорбента;

4) дистанционное (из ПУ) отключение насосов подачи регенерированного абсорбента в абсорбер;

5.3.5. Автоматика блока регенерации абсорбента (гликоля) предусматривает:

5.3.6. Для поддержания режима адсорбции необходимо предусматривать:

– автоматическое (по определенной программе) и дистанционное управление приводной арматурой, переключающей адсорберы с режима осушки на режимы регенерации и охлаждения:

– регулирование расхода газа регенерации на блок осушки конденсата;

– регистрацию температуры адсорбента в зонах по высоте адсорбера (низ, середина, верх);

– регистрацию и сигнализацию повышения перепада давлений на адсорбере;

5.3.7. Система автоматики, обеспечивающая режим работы печи для подогрева газа должна предусматривать:

1) автоматическое регулирование температуры газа регенерации, выходящего из печи;

4) дистанционное управление электроприводными задвижками на отсечке продукта, топливного газа, подаче пара для пожаротушения;

5) сигнализацию (светозвуковую) падения давления топливного газа на подаче к форсункам печи и расхода газа регенерации, повышения температуры газа регенерации;

5.3.8. При работе установки осушки в объеме пускового комплекса на выходе газа с установки в магистральный газопровод следует предусматривать замерный узел газа с установкой узла коммерческого учета.

5.4.1. Наиболее распространенными схемами переработки газа на ГПЗ являются:

– низкотемпературная абсорбция (НТА) с предварительным насыщением абсорбента;

Осуществляется по трехколонной схеме: абсорбер – абсорбционноотпарная колонна (АОК) – десорбер.

5.4.3. Узлу абсорбции предшествует узел захолаживания скомпримированного сырого газа. Захолаживание производится последовательно холодными потоками газа и сжиженным пропаном.

– расхода углеводородного конденсата из разделительной емкости с коррекцией по уровню в последней;

3) дистанционное измерение температуры потоков после каждого теплообменника;

5.4.5. Технологическая схема процесса НТА должна быть оснащена средствами автоматизации, обеспечивающими:

– соотношения расходов газ – абсорбент, поступающий на предварительное насыщение;

– расхода насыщенного абсорбента в АСК с коррекцией по уровню в кубе абсорбера;

– температуры: в кубе абсорбера, регенерированного абсорбента, поступающего в емкость, и вверху абсорбера;

– предельно допустимых значений уровня в емкости регенерированного абсорбента;

5.4.6. Система автоматизации режима работы АОК должна обеспечивать:

– расхода регенерированного абсорбента на подаче в абсорбционную часть АОК;

– температуры в кубе, на тарелке ввода питания и в абсорбционной части АОК, на вводе абсорбента в АОК и на выходе паров из испарителя;

5.4.7. Система автоматизации по узлу десорбции и регенерации абсорбента должна обеспечивать:

– "горячей струи" на выходе из печи с коррекцией по температуре в кубе десорбера;

– расхода и температуры охлаждающей воды к АВО (с автоматическим отключением АВО);

9) сигнализацию снижения расхода на нагнетании "горячих" насосов (общий поток);

– температуры потока газа после пропанового испарителя и уходящего газа;

– давления, температуры и уровня в насосах типа ХГВ с формированием сигналов на отключение двигателей насосов;

– верхнего предельного уровня углеводородного конденсата в трехфазном разделителе:

4) дистанционное управление из ПУ: насосами, жалюзи АВО, поворотом лопастей вентиляторов АВО (если это позволяет конструкция);

– расхода конденсата в подогреватель куба деметанизатора с коррекцией по температуре куба деметанизатора;

– температуры газожидкостной смеси после пропанового холодильника;

– максимального и минимального уровней в рефлюксной емкости деэтанизатора;

4) дистанционное (автоматическое) управление жалюзями АВО, дистанционное отключение насосов;

– дистанционный контроль агрегата без постоянного обслуживающего персонала у оборудования;

– остановку агрегата по команде оператора или при срабатывании защит;

– контроль и регистрацию на дистанционном щите основных технологических параметров;

– технологическую режимную предупредительную и аварийную сигнализацию;

– формирование режимной сигнализации для передачи на диспетчерский пункт ГПЗ;

5.4.10. С местного щита управления турбодетандера должны осуществляться:

5.4.11. С дистанционного щита управления турбодетандера должен осуществляться контроль:

– температуры газа на входе в турбодетандер, выходе из него, входе в компрессор, выходе из него, температуры масла на сливе из подшипников;

– давления газа на входе в турбодетандер и выходе из нее, на входе в компрессор и выходе из него;

2) предупредительную сигнализацию температуры смазки на сливе из подшипников, уровня масла в маслобаке, неисправности датчика оборотов;

3) режимную сигнализацию "пуск разрешен", "пуск", "агрегат в работе", "агрегат остановлен";

5.4.13. Кроме перечисленного объема автоматизации, входящего в комплект поставки агрегатов, необходимо предусматривать:

– регистрацию температуры газа после концевых холодильников агрегатов;

– местный контроль температур и давлений по аппаратному двору агрегатов.

5.4.14. При подаче отбензиненного газа и ШФЛУ в магистральные трубопроводы на выходе ГПЗ следует предусматривать узлы коммерческого учета (см. п. 5.1.1)

– расхода питания в пропановую колонну с коррекцией по уровню в испарителе деэтанизатора;

– давлений верха деэтанизатора, пропановой колонны и рефлюксной емкости пропановой колонны;

– температур верха и низа деэтанизатора и пропановой колонна ШФУ на выходе установки;

– максимального и минимального уровней в пропановом холодильнике деэтанизатора,

– испарителях деатанизатора и пропановой колонны, в рефлюксной емкости пропановой колонны, в емкости пропана;

4) дистанционное (автоматическое) управление жалюзями АВО, дистанционное отключение насосов;

5.6.1. Для создания пропанового холодильного цикла на 1ПЗ применяют следующие виды компрессоров:

– турбокомпрессорные агрегаты "Светлана", поставляемые фирмой ЧКД "Прага" в составе комплектных холодильных установок.

5.6.2. Объем автоматизации газомотокомпрессоров холодильных пропановых установок аналогичен объему автоматизации, предусматриваемому для ГМК компрессорной сырого газа (см. п. 5.2.3 настоящего РД).

– автоматическое отключение топливного газа при понижении давления на приеме компрессора.

5.6.4. Турбокомпрессоры АТКП и ЧКД "Прага" оборудованы комплектной автоматикой.

5.6.5. Дополнительно к комплектным системам автоматики следует предусматривать приборы и средства автоматизации, обеспечивающие:

– регулирование температуры конденсации пропана поворотом лопастей вентиляторов АВО, уровня в переохладителях пропана, давления в системе конденсации (сдувкой инертов);

– регистрацию и сигнализацию предельных уровней в линейных и дренажных ресиверах и сепараторах;

5.6.6. Управление работой холодильного отделения следует предусматривать следующим образом:

– при применении турбокомпрессоров с электроприводом – из ПУ установки переработки газа или самостоятельного ПУ.

5.7.1. Очистка газа от сероводорода осуществляется абсорбционным методом с последующей регенерацией абсорбента.

5.7.2. Для поддержания заданного режима технологического процесса необходимо предусматривать:

– давления: верха абсорбера; в емкости регенерированного абсорбента; очищенного газа на подаче в емкость регенерированного абсорбента в качестве газовой "подушки"; в емкости верхнего продукта десорбера;

– расхода орошения в десорбер с коррекцией по температуре верха десорбера; расхода теплоносителя в перегонный куб с коррекцией по температуре в перегонном кубе;

– расхода насыщенного абсорбента на десорбцию о коррекцией по уровню в кубе абсорбера;

– уровня в кубе десорбера, в сепараторах сырого и очищенного газа, емкости орошения десорбера, раздела фаз "углеводороды – абсорбент" в разделительной емкости;

– температуры потоков после теплообменника (холодильника) регенерированного абсорбента;

– температуры верхнего продукта десорбера (после конденсатора – холодильника);

– предельно допустимых значений уровня углеводородного конденсата в разделительной емкости с формированием команд на управление насосами на откачке конденсата;

– предельно-допустимых значений уровня в емкости регенерированного абсорбента;

5.7.3. Управление узлом сероочистки следует, как правило, предусматривать из ПУ установки переработки газа.

5.7.4. При компоновке отделения, не позволяющей выполнить централизованное управление, для последнего рекомендуется предусматривать локальное ПУ.

5.8.1. Для обеспечения необходимого давления газа на подаче с газ в магистральные газопроводы используются дожимные компрессорные станции.

5.8.2. В качестве дожимных компрессорных агрегатов на ГПЗ применяются:

5.8.4. Система автоматики центробежных компрессорных агрегатов, применяемых для компримирования газа, поставляется комплектно с агрегатами.

5.8.5. Кроме системы автоматики компрессорных агрегатов, по дожимной компрессорной следует предусматривать объем автоматизации, аналогичный приведенному для общестанционного оборудования компрессорной сырого газа (п. 5.2.6.1).

5.8.6. Управление дожимной компрессорной с применением ШК следует предусматривать с рабочих мест в машзале.

5.8.7. Управление электроприводными компрессорными агрегатами следует осуществлять, как правило, из помещения управления установкой переработки газа, учитывая при компоновке технологического оборудования ограничение по длинам трасс КИП и А.

5.9.1. Факельное хозяйство следует оснащать приборами и средствами автоматизации, обеспечиващими:

1) автоматическое регулирование давления "после себя" в линии топливного газа на "дежурные" горелки факела;

– предельно допустимых значений уровня в сборнике конденсата ("дрипе");

3) дистанционное управление электроприводными задвижками, установленными на газе передавливания, уравнительной линии и выводе конденсата из "дрипа";

5.9.2. Управление работой факельного хозяйства, как правило, осуществляется из помещения управления установки переработки газа.

5.10.1. Объем автоматизации по сооружениям, относящимся к основной технологии (хранению, откачке, налиму продукта), должен предусматривать:

– светозвуковую сигнализацию предельно допустимых значений уровня;

– дистанционное управление коллекторными електроприводными задвижками;

5.10.2. Управление сооружениями товарного парка осуществляется, как правило, из помещения управления парком, размещаемого в бытовом корпусе.

5.11.1. Установка нагрева теплоносителя должна быть оснащена средствами автоматизации, обеспечивающими:

1) автоматическое регулирование давления топливного газа и расхода топливного газа на печь с коррекцией по температуре теплоносителя на выходе из печи;

3) светозвуковую предупредительную сигнализацию понижения уровня теплоносителя в подпиточной емкости;

4) аварийную светозвуковую сигнализацию с формированием сигнала на отсечку топливного газа при:

– погасании пламени в топке печи (для печей с факельными горелками);

5) аварийную светозвуковую сигнализацию с формированием сигнала на отсечку топливного газа и включение паровой завесы при загазованности площадки печей;

6) дистанционное, местное и автоматическое управление электроприводными задвижками на трубопроводах топливного газа и пара для создания паровой "завесы";

7) АВР циркуляционных насосов при аварийном понижении напора в нагнетательном коллекторе;

8) аварийную светозвуковую сигнализацию при понижении напора в коллекторе всоса циркуляционных насосов;

10) светозвуковую сигнализацию отклонения от заданных значений тяги в печи;

5.11.2. Контроль за работой установки нагрева теплоносителя рекомендуется осуществлять из единого теплового пункта (котельной) завода.

Объем автоматизации предусматривается в соответствии с типовым проектом, разработанным институтом "Гипрокислород"

– светозвуковую сигнализацию повышения давления в емкостях азота с формированием командного сигнала на отсечку подачи азота о емкости при достижении заданных значений давления;

– регулирование давления "после себя" в трубопроводе из емкостей в сеть азота;

5.13.2. Контроль за работой склада следует осуществлять с рабочего места оператора азотно-кислородной станции.

5.15.2. Применяемые на ГПЗ воздушные компрессоры и установки осушки поставляются заводами-изготовителями комплектно с системами автоматики.

5.15.3. Дополнительно к поставляемым системам автоматики следует предусматривать:

1) регулирование давления "после себя" в коллекторе заводской сети сжатого воздуха КИП и А;

2) регистрацию расхода воздуха КИП и А, поступающего в заводскую сеть;

– повышения влажности (температуры точки росы) воздуха КиА выше допустимой;

4) формирование общего аварийного сигнала для передачи в нерасшифрованном виде на верхний уровень управления и запоминанием первопричины аварийного состояния по месту.

Объем автоматизации котельной определяется типовыми проектами. Для блочных котельных при их работе без постоянного присутствия обслуживающего персонала должна предусматриваться выдача сигнализации состояния в диспетчерскую ГПЗ.

5.17.1. На ГПЗ компоновка складов метанола выполняется в двух вариантах:

5.17.2. В обоих случаях следует предусматривать местный контроль температуры, давления и уровня.

5.18.1. В состав установки входят насосы подачи раствора и сеть растворопроводов от насосной с разводкой раствора по производственным помещениям, подлежащим автоматическому пенотушению.

5.18.2. В качестве побудителей системы в установках пенотушения применяются:

– гидравлическая система с применением подпорного насоса малой производительности.

5.18.3. Объем автоматизации по установке пенотушения при работе с любой побудительной системой должен обеспечивать:

1) .местное, автоматическое и дистанционное (из помещения, пожарного депо) включение насосов подачи раствора в систему пенотушения;

2) АВР насоса подачи раствора при снижении напора на рабочем насосе;

3) автоматическую остановку насосов при достижении предельного нижнего уровня раствора в резервуаре;

4) автоматическое и дистанционное (из помещения управления технологической установкой) открытие электроприводных задвижек на растворопроводах в помещение, где возник пожар;

5) сигнализацию отклонения от нормы давления в контуре пневматической (гидравлической) побудительной системы при неработающих насосах;

6) местное управление насосом для создания гидравлической побудительной системы;

7) формирование общего сигнала отклонения от заданных значений режима работы установки для передачи на ДП ГПЗ с расшифровкой сигнала на шкафу управления, размещаемом по месту в насосной.

5.18.4. Автоматический пуск рабочего насоса подачи раствора и открытие задвижки на растворопроводе в помещение осуществляется по сигналу от датчиков автоматической пожарной сигнализации, которой оборудовано данное производственное помещение.

Системой автоматизации предусматривается автоматический пуск вытяжной вентсистемы цри загазованности склада выше 50 % от НПВ углеводородных газов.

5.20.1. Насосные станции хозпитьевого, производственного и противопожарного водоснабжения, как правило, блокируются в одном помещении. При этом предусматривают три группы насосов:

Первые две группы насосов работают, как правило, на один напорный кольцевой коллектор с забором воды из резервуаров производственно-противопожарного запаса.

1) местное и автоматическое (в пределах уровня запаса производственной воды) управление насосами производственной воды с сигнализацией предельно допустимых уровней запаса производственной воды;

2) местное и дистанционное (из помещения пожарного депо) управления пожарными насосами;

3) автоматическое включение пожарного рабочего насоса (для пожаротушения зданий и создания водяной "завесы" на товарных парках) по падению напора в напорном кольцевом коллекторе с одновременным открытием электроприводных задвижек на систему дренчерного пожаротушения (водяной завесы);

4) АВР насосов (в каждой группе) по падению напора в нагнетательном трубопроводе рабочего насоса;

5) автоматическое поддерживание уровня запаса вода в резервуаре управлением электроприводной задвижкой на водоводе к резервуару;

6) автоматическое и дистанционное (из помещения управления технологической установкой управление электроприводными задвижками на водоводах создания водяной "завесы" (при отсутствии систем с отсечными клапанами);

7) формирование общего сигнала отклонения режима работы насосной станции от заданного для выноса на ДП ГПЗ и его расшифровка (запоминание первопричины отклонения) по месту;

5.20.3. При размещении насосных в заглубленных помещениях дополнительно к перечисленному объему автоматизации следует предусматривать:

– местное и автоматическое управление дренажным насосом (по уровню в дренажном приямке).

5.21.2. Первые два типа КНС, как правило, блокируются в одной насосной.

5.21.3. В блоке указанной насосной предусматривается следующее оборудование:

– группа насосов с приемным резервуаром производственно-дождевых стоков;

5.21.4. Средства автоматизации по блоку насосной должны предусматривать:

– местное и автоматическое (по уровню в соответствующем резервуаре) управление каждой группы насосов;

– сигнализацию аварийного уровня в соответствующем резервуаре с формированием общего сигнала аварии для выноса на ДП;

– местное и автоматическое управление (по уровню в дренажном приямке) дренажным насосом;

5.21.5. При применении насосов бытовых стоков, требующих подпора на сальниковые уплотнения, следует предусматривать одновременное автоматическое включение подпорных насосов.

5.21.6. Схема автоматизации для КНС очищенных стоков аналогична предусмотренной для любой из перечисленных групп насосов блока КНС в заглубленном варианте.

5.21.7. Объемы автоматизации по станциям биологической очистки и артскважинам следует принимать в соответствии с типовыми проектами, разработанными организациями ВодоканалНИИпроекта.

5.22.1. В сооружениях обслуживающего назначения, как правило, предусматривается автоматизация работы вентсистем непрерывного или периодического действия.

5.22.2. Приточные системы непрерывного действия (сдвоенные) должны быть оборудованы автоматикой, обеспечивающей:

1) АВР вентилятора при снижении напора в нагнетательном коллекторе вентсистемы;

2) регулирование температуры воздуха в нагнетательном коллекторе вентсистемы (или в обслуживаемом помещении) изменением подачи теплоносителя в калорифер в обоснованных случаях;

– состояния вентагрегатов: "нормальный напор", "падение напора", "АВР включен".

5.22.3. Средства автоматизации сдвоенных вытяжных вент-систем должны обеспечивать:

– АВР вентилятора при снижении тяги (разрежения) во всасывающем коллекторе вентсистемы;

– сигнализации состояния вентагрегатов: "вентилятор № 1 включен", "вентилятор № 2 включен", "включен резерв", "падение разрежения";

5.22.4. Контроль за работой вентагрегатов осуществляется с рабочих мест производственного персонала, обслуживающего помещения, для которых предусмотрена вышеуказанная вентиляция.

5.22.5. К вентсистемам периодического действия относятся вентсистемы, обслуживающие помещения с периодическими процессами, либо с периодическим пребыванием персонала на рабочем месте, и аварийные вентсистемы.

5.22.6. Приточные вентсистемы периодического действия должны оснащаться средствами автоматизации, обеспечивающими:

– защиту калориферов от замораживания и трехминутный прогрев калорифера перед пуском вентагрегата;

– местный контроль температуры воздуха и теплоносителя после калорифера;

– дистанционное отключение агрегата при возникновении пожара в помещении, которое агрегат обслуживает;

– сигнализацию работы агрегата: "авария" (калорифер заморожен, исчезновение напряжения);

5.22.7. Контроль за работой указанных агрегатов осуществляется с рабочих мест персонала, обслуживающего процесс или помещение с размещаемых на этих рабочих местах шкафов управления и сигнализации.

5.22.8. Работа периодически действующих вытяжных вент-систем, как правило, блокируется с работой другого оборудования или процесса. При этом средства автоматизации должны предусматривать одновременное автоматическое включение вентсистемы с включением указанного оборудования, автоматическое выключение оборудования при отключении вентагрегата и контроль состояния вентсистемы с рабочего места обслуживающего персонала.

5.22.9. Работа аварийных вентсистем сблокирована с работой сигнализаторов довзрывоопасных (или предельно допустимых санитарных) концентраций.

5.22.10. Кроме автоматического включения аварийных вентсистем необходимо предусматривать дистанционное включение всех аварийных вентсистем из безопасного места.

5.23.1. Сливо-наливная эстакада, как правило, оборудована электроприводными задвижками на наливных трубопроводах и уравнительных линиях с дистанционным управлением из ПУ товарного парка и электроприводными задвижками на трубопроводах паровой завесы с их включением по песту.

5.23.2. Открытию электроприводных задвижек на трубопроводах паровой завесы должна предшествовать предупредительная звуковая сигнализация (срабатывает при нажатии кнопки включения паровой задвижки) с одновременным закрытием электроприводных задвижек на наливных трубопроводах и уравнительных линиях (от вышеупомянутой кнопки).

5.23.3. Для контроля давления в наливных стояках следует предусматривать местные манометры.

– регистрации расходов, давлений и температур сырого газа, поступающего на ГПЗ, и отбензиненного газа, уходящего с ГПЗ;

– регистрацию состояния компрессорных агрегатов, сырого газа, дожимных и воздушных.

– сигнализацию аварийного состояния в сооружении (общий нерасшифрованный сигнал по каждому сооружению).

Http://base1.gostedu. ru/9/9345/

Изложены аналитические методы определения динамических характеристик действующих объектов, физико-химические закономерности протекания процессов в газожидкостных смесях, основы построения математических моделей. Рассмотрены технические средства автоматизации. Описаны системы автоматического управления нефтегазодобывающими предприятиями, объектами транспорта и хранения нефти и газа.

Для студентов нефтяных вузов, обучающихся по специальности «Электрификация и автоматизация горных работ». Может быть полезна специалистам, занятым разработкой систем автоматического управления предприятиями нефтяной и газовой промышленности.

Методы теории размерностей и их применение при построении математических моделей

Применение теории размерностей при подготовке эксперимента и при анализе экспериментальных результатов

Применение безразмерных переменных при обработке статистического материала

Методы приближения функций и их применение при построении математических моделей

Постановка задачи планирования эксперимента. Критерии планирования

Ортогональный центральный композиционный план для квадратичных моделей

Идентификация переходной функции объекта на основе методов аппроксимации в классе экспоненциальных функций.

Идентификация дифференциальной модели на основе метода приближения по критерию совпадения моментов

Идентификация импульсной переходной функции на основе метода корреляционных функций

Идентификация параметров дифференциальной модели на основе регрессионных методов

Общие принципы и физические основы построения аналитических моделей технологических процессов

Аналитические модели в задачах автоматического регулирования и автоматизации

Сохранение термодинамических функций при равновесном состоянии системы. Уравнения равновесного состояния

Закономерности описания процессов переноса вещества в двухфазных системах

Основы процессов подготовки газа и постановка задачи их моделирования

Основы процессов подготовки нефти и постановка задачи их моделирования

Моделирование процесса разделения водонефтяных эмульсий в отстойном аппарате

Математические модели и способы реализации автоматических регуляторов

Теоретические основы автоматического управления процессом бурения

Принципы оптимального автоматического управления процессом бурения

Автоматизация добычи и промыслового сбора нефти и попутного газа

Характерные особенности нефтедобывающих предприятий и основные принципы их автоматизации

Типовая технологическая схема автоматизированного нефтедобывающего предприятия

Автоматизированная система сбора и обработки информации о производительности нефтяных скважин «Спутник ВМР»

Характеристика технологического процесса и задачи автоматизации

Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод и автоматизация водозаборных скважин

Характеристика магистрального нефтепровода как объекта автоматизации

Характеристика газовых и газоконденсатных промыслов как объектов автоматизации

Автоматическое управление процессом низкотемпературной сепарации газа

Http://bib. nnkinfo. ru/load/ehlektronnye_uchebniki/burovikam/isakovich_r_ja_loginov_v_i_popadko_v_e_avtomatizacija_proizvodstvennykh_processov_neftjanoj_i_gazovoj_promyshlennosti/49-1-0-87

В учебном пособии впервые освещены современные технологические процессы нефтеперера­ботки с развернутыми схемами автоматизации этих процессов. Рассмотрены структуры АСУТП нефтеперерабатывающих заводов, структурные схемы и особенности различных процессов нефтепереработки.

В учебном пособии впервые освещены современные технологические процессы нефтеперера­ботки с развернутыми схемами автоматизации этих процессов. Рассмотрены структуры АСУТП нефтеперерабатывающих заводов, структурные схемы и особенности различных процессов нефтепереработки.

Книга предназначена специалистам по автоматизации технологических процессов, инженерам и технологам нефтеперерабатывающих заводов, ИТ-специалистам предприятий нефтеперерабатывающей промышленности, сотрудникам проектных организаций и НИИ, студентам, бакалаврам и магистрам, обучающимся по направлениям подготовки 220400 «Управление в технических системах» и 220700 «Автоматизация технологических процессов и производств», аспирантам и преподавателям профильных ВУЗов.

Рекомендовано учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по образованию в области радиотехники, электроники, биомедицинской техники и автоматизации в качестве учебного пособия для бакалавров и магистров высших учебных заведений, обучающихся по направлению 220400 «Управление в технических системах».

Часть 1. Структура распределенных систем управления нефтеперерабатывающих заводов

1. Иерархия распределенных систем управления и компоненты АСУТП нефтеперерабатывающих заводов

3.2.10. Измерение октанового и цетанового чисел, давления насыщенных паров и других физико-химических свойств с помощью НИР-анализатора

5. Распределенные системы управления в процессах нефтепереработки

5.1. Распределенная система управления Simatic PCS 7 компании Siemens

5.2. Распределенная система управления Experion PKS корпорации Honeywell

5.3. Распределенная система управления I/A Series компании Invensys

5.4. Распределенная система управления Delta V компании Emerson Process Management

5.5. Распределенная система управления CENTUM VP компании Yokogawa

Требования к средствам оповещения о пожаре и управления эвакуацией

Построение систем двухсторонней громкоговорящей и телефонной связи

8.1. Автоматизация процессов обезвоживания и обессоливания нефти на установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ

8.2. Автоматизация процессов перегонки нефти на установках АТ и АВТ

9. Автоматизация каталитических процессов переработки бензиновых фракций

9.3. Автоматизация процесса каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора

9.5. Автоматизация процессов гидрирования непредельных углеводородов

10. Автоматизация процесса гидрооблагораживания нефтяных фракций

12. Автоматизация процессов получения водорода, серы и компаундирования моторных топлив

12.3.2. Автоматизация процесса компаундирования дизельных и котельных топлив

Ермоленко А. Д., Кашин О. Н., Лисицын Н. В., Макаров А. С., Фомин А. С., Харазов В. Г. Твердый переплет

Http://www. expobooks. ru/catalogue/show/152146649/

Добавить комментарий