RU2746679C1 - Automated control system for the compounding process of mixed oils with regulation of pumping and discharge of sour oil - Google Patents

Automated control system for the compounding process of mixed oils with regulation of pumping and discharge of sour oil Download PDF

Info

Publication number
RU2746679C1
RU2746679C1 RU2020116658A RU2020116658A RU2746679C1 RU 2746679 C1 RU2746679 C1 RU 2746679C1 RU 2020116658 A RU2020116658 A RU 2020116658A RU 2020116658 A RU2020116658 A RU 2020116658A RU 2746679 C1 RU2746679 C1 RU 2746679C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
flow
pressure
sulphurous
sour
Prior art date
Application number
RU2020116658A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Мурсалим Мухутдинович Гареев
Рамиль Назифович Бахтизин
Рустэм Адипович Исмаков
Борис Николаевич Мастобаев
Азат Мурсалимович Гареев
Султанмагомед Магомедтагирович Султанмагомедов
Рустам Зайтунович Сунагатуллин
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" filed Critical Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет"
Priority to RU2020116658A priority Critical patent/RU2746679C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2746679C1 publication Critical patent/RU2746679C1/en

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D3/00—Arrangements for supervising or controlling working operations
    • F17D3/03—Arrangements for supervising or controlling working operations for controlling, signalling, or supervising the conveyance of several different products following one another in the same conduit, e.g. for switching from one receiving tank to another
    • F17D3/08—Arrangements for supervising or controlling working operations for controlling, signalling, or supervising the conveyance of several different products following one another in the same conduit, e.g. for switching from one receiving tank to another the different products being separated by "go-devils", e.g. spheres
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05D—SYSTEMS FOR CONTROLLING OR REGULATING NON-ELECTRIC VARIABLES
    • G05D11/00—Control of flow ratio
    • G05D11/02—Controlling ratio of two or more flows of fluid or fluent material

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)

Abstract

FIELD: automation equipment.
SUBSTANCE: invention relates to automation equipment and can be used in pipeline transport when pumping oil from several pipelines into a common pipeline through which the oil mixture is transported to the consumer. The automated control system for compounding mixed-grade oils with regulation of pumping and discharge of sour oil contains at least two oil pipelines intended for transporting oil streams and an oil pipeline intended for a mixed flow, a unit for measuring the quality indicators of a mixed flow, a unit for measuring the parameter of a sour oil flow, sour oil flow rate meter and mixed flow rate meter, computing devices for recording the amount of sour oil and the total amount of the mixed flow, as well as for determining the ratio of the rate of sour oil to the flow rate of the mixed flow to increase control efficiency, flow control device, while the outputs of the measurement unit the parameter of the flow of sour oil, the unit for measuring the quality indicators of the mixed flow, the meter for the flow rate of the sour oil and the meter for the flow rate of the mixed flow are interconnected with the corresponding information inputs of the control unit. the control output of which is interconnected with the flow control device. A manifold branch with an installed pressure regulator is cut into the sulphurous oil line (SO) supplying the flow to the receiving line of the booster pumping station in front of the flow control device designed to maintain the pressure on the sulphurous oil line at a value that is no more than a specified value while regulating the flow rate of pumping sour oil for mixing and allowing a part of the oil flow to be dumped into the reservoir when the pressure regulator is triggered. At the same time, a function for monitoring the maximum pressure value on the sulphurous oil line was introduced in the control unit (CU), when the set pressure value is reached, a control signal is sent to open the valve of the pressure regulator, while part of the flow is discharged into the reservoir, and when the pressure drops, the valve is closed or completely closes.
EFFECT: ensuring the maintenance of the specified quality indicators of the compounded oil, ensuring the pressure control and maintaining the pressure within the specified limits in the pipeline with sour oil entering the common pipeline, ensuring the accounting of the amount of oil sent to the consumer through the common pipeline, and the amount of sulphurous oil, as well as the amount of discharged sour oil into the tank.
6 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к средствам автоматизации и может быть использовано в трубопроводном транспорте при перекачке нефти из нескольких трубопроводов в общую магистраль, по которой смесь нефтей транспортируется к потребителю.The invention relates to automation and can be used in pipeline transport when pumping oil from several pipelines into a common pipeline through which the oil mixture is transported to the consumer.

Известна автоматизированная система для управления показателями качества потока жидкости, полученной в результате смешения потоков нефтей, поступающих по трубопроводам в емкость для смешения, содержащая устройство регулирования потока, блок управления, управляющий выход которого взаимосвязан с устройством регулирования потока, блок измерения параметров потока сернистой нефти, измеритель расхода потока сернистой нефти и измеритель расхода смешанного потока, блок измерения качества потока сернистой нефти и блок измерения качества смешанного потока, при этом выходы блока измерения параметров потока сернистой нефти и измерителя расхода сернистой нефти, измерителя расхода смешанного потока, блоков измерения качества взаимосвязаны с соответствующими информационными входами блока управления, блок измерения показателей качества смешанного потока снабжен анализатором содержания серы, устройство регулирования потока предназначено для регулирования давления и расхода потока сернистой нефти и снабжено регуляторами давления и расхода. Обеспечена возможность воздействия информационного выхода блока управления на заслонку регулятора расхода и давления. Блок управления содержит для компенсации инерционности системы и повышения оперативности регулирования дополнительные вычислительные устройства соотношения расхода сернистой нефти к расходу потока смешанной нефти для определения по заданному алгоритму требуемого значения производительности потока сернистой нефти, при котором будет обеспечиваться на потоке смешанной нефти содержание серы и/или плотности, равное заданному значению (Патент РФ на изобретение №2704843, опубл. 31.10.2019 г.). Указанная система выбрана в качестве ближайшего аналога.Known is an automated system for controlling indicators of the quality of the flow of liquid obtained as a result of mixing the streams of oil flowing through pipelines into a mixing vessel, containing a flow control device, a control unit, the control output of which is interconnected with a flow control device, a unit for measuring parameters of the flow of sour oil, a meter flow rate of sulphurous oil and a flow rate meter of a mixed flow, a unit for measuring the quality of a flow of sour oil and a unit for measuring the quality of a mixed flow, while the outputs of a unit for measuring parameters of a flow of sour oil and a meter for a flow rate of sour oil, a flow rate meter for a mixed flow, quality measurement units are interconnected with the corresponding information inputs of the control unit, the unit for measuring the quality indicators of the mixed flow is equipped with a sulfur content analyzer, the flow control device is designed to regulate the pressure and flow rate of sour oil and supply pressure and flow regulators. It is possible to influence the information output of the control unit on the flap of the flow and pressure regulator. The control unit contains, to compensate for the inertia of the system and increase the efficiency of regulation, additional computing devices for the ratio of the flow rate of sour oil to the flow rate of mixed oil to determine, according to a given algorithm, the required value of the productivity of the flow of sour oil, at which the sulfur content and / or density will be provided on the flow of mixed oil, equal to the specified value (RF patent for invention No. 2704843, published on October 31, 2019). The specified system was chosen as the closest analogue.

Известная система позволяет обеспечить поддержание заданных показателей качества компаундированной нефти (содержания серы или плотности) за счет непрерывного контроля качественных показателей этого потока и регулирования расхода потока сернистой нефти, обеспечение контроля давления в нефтепроводе с сернистой нефтью, поступающей в общую магистраль, с целью поддержания давления в этом трубопроводе выше давления, соответствующего режиму испарения - порогу кавитации, обеспечение учета количества нефти, направляемой потребителю по общей магистрали и количества сернистой нефти.The known system makes it possible to maintain the specified quality indicators of the compounded oil (sulfur content or density) by continuously monitoring the quality indicators of this flow and regulating the flow rate of sour oil, ensuring pressure control in the oil pipeline with sour oil entering the common pipeline in order to maintain pressure in This pipeline is higher than the pressure corresponding to the evaporation mode - the cavitation threshold, ensuring the accounting of the amount of oil sent to the consumer through the common pipeline and the amount of sulphurous oil.

Компаундирование путем подкачки потока сернистой нефти (СН) в поток высокосернистой нефти (ВСН) выполняется в целях размещения ресурсов ВСН производителей в системе трубопроводного транспорта, например, при поставке на экспорт значения серы и плотности не должны быть не выше экспортных значений, в то же время занижение этих показателей от значений, предусмотренных договором, приведет к неоправданному расходу ресурсов сернистой нефти. В связи с этим, в целях сбережения ресурсов сернистой нефти необходимо ограничить производительность подкачки сернистой нефти, т.е. при этом содержание серы в смешанном потоке должно быть больше или равно заданного значения S≥Sзад, но не меньше заданного значения.Compounding by pumping a flow of sour oil (SOC) into a flow of sour oil (SOC) is carried out in order to place the resources of SOS of producers in the pipeline transport system, for example, when supplied for export, the values of sulfur and density should not be higher than export values, at the same time underestimation of these indicators from the values stipulated by the contract will lead to unjustified consumption of sulfurous oil resources. In this regard, in order to save resources of sour oil, it is necessary to limit the pumping capacity of sour oil, i.e. while the sulfur content in the mixed stream must be greater than or equal to the set value S≥S back , but not less than the set value.

Недостатком известной системы является то, что, если содержание серы на потоке высокосернистой нефти (на входящем потоке на компаундирование) будет приближаться или будет меньше, чем заданное значение Sзад, то, соответственно, и содержание серы на смешанном потоке тоже будет меньше, чем заданное значение Sзад, и заслонка на линии сернистой нефти будет прикрываться и может закрыться полностью. При этом в нефтепроводе на потоке сернистой нефти будет повышаться давление, и диспетчер вынужден будет остановить подкачку сернистой нефти. В случае скачкообразного изменения содержания серы на потоке высокосернистой нефти - это может привести к срабатыванию системы предохранительных клапанов, предназначенных для защиты трубопроводов от превышения давления на нефтеперекачивающей станции (НПС) или отключению НПС, перекачивающей сернистую нефть по автоматической защите от максимального давления.The disadvantage of the known system is that if the sulfur content in the high-sulfur oil stream (in the input stream for compounding) approaches or is less than the preset value S ass , then, accordingly, the sulfur content in the mixed flow will also be less than the preset value S back , and the flap on the sulphurous oil line will be covered and can be closed completely. At the same time, the pressure in the pipeline on the flow of sour oil will increase, and the dispatcher will have to stop pumping sour oil. In the event of an abrupt change in the sulfur content in the flow of sour oil, this can lead to the actuation of the safety valve system designed to protect the pipelines from overpressure at the oil pumping station (OPS) or shutdown of the OPS pumping sour oil according to automatic protection against maximum pressure.

Задачей изобретения является создание системы компаундирования с регулированием подкачки и сброса сернистой нефти с достижением следующего технического результата: обеспечение поддержания заданных показателей качества компаундированной нефти, обеспечение контроля давления и поддержание давления в заданных пределах в нефтепроводе с сернистой нефтью, поступающей в общую магистраль, обеспечение учета количества нефти, направляемой потребителю по общей магистрали, и количества сернистой нефти, а также количества сбрасываемой сернистой нефти в резервуар.The objective of the invention is to create a compounding system with regulation of pumping and discharge of sulphurous oil with the achievement of the following technical result: ensuring the maintenance of the specified quality indicators of the compounded oil, ensuring pressure control and maintaining pressure within the specified limits in the pipeline with sour oil entering the common pipeline, ensuring the quantity oil sent to the consumer through a common pipeline, and the amount of sulphurous oil, as well as the amount of sulphurous oil discharged into the reservoir.

Поставленная задача решается тем, что в системе компаундирования с регулированием подкачки и сброса сернистой нефти, содержащей по крайней мере два нефтепровода, предназначенных для транспортировки потоков нефти, и нефтепровод, предназначенный для смешанного потока, блок измерения показателей качества смешанного потока, блок измерения параметров потока сернистой нефти, измеритель расхода потока сернистой и измеритель расхода смешанного потока, вычислительное устройство для учета количества сернистой нефти и общего количества смешанного потока, устройство регулирования потока, при этом выходы блока измерения параметра потока сернистой нефти, блока измерения показателей качества смешанного потока, измерителя расхода потока сернистой нефти и измерителя расхода смешанного потока взаимосвязаны с соответствующими информационными входами блока управления, управляющий выход которого взаимосвязан с устройством регулирования потока, согласно изобретению к линии сернистой нефти (СН), подающей поток к приемной линии подпорной насосной, перед устройством регулирования потока врезан отвод-коллектор с установленным регулятором давления, предназначенный для поддержания на линии сернистой нефти давления не более заданного значения при регулировании расхода подкачки сернистой нефти на смешение и позволяющий сбросить часть потока в резервуар при срабатывании регулятора давления.The problem is solved by the fact that in a compounding system with regulation of pumping and discharge of sulphurous oil, containing at least two oil pipelines intended for transporting oil streams, and an oil pipeline intended for a mixed flow, a unit for measuring quality indicators of a mixed flow, a unit for measuring parameters of a flow of sulphurous oil. sulphurous oil flow meter and a mixed flow meter, a calculating device for accounting for the amount of sulphurous oil and the total amount of the mixed flow, a flow control device, while the outputs of the unit for measuring the parameter of the flow of sulphurous oil, the unit for measuring the quality indicators of the mixed flow, a meter for the flow rate of sulphurous oil flow meter and a mixed flow meter are interconnected with the corresponding information inputs of the control unit, the control output of which is interconnected with the flow control device, according to the invention, to the sulphurous oil (CH) line supplying sweat adjacent to the intake line of the booster pumping station, in front of the flow control device, a manifold branch with an installed pressure regulator is embedded, designed to maintain the pressure on the sulphurous oil line no more than a specified value when regulating the flow rate of pumping sulphurous oil for mixing and allowing part of the flow to be released into the reservoir when the regulator is triggered pressure.

При этом в блоке управления (БУ) введена дополнительная функция контроля максимально разрешенного давления на линии подкачки СН, при достижении заданного значения давления настройки подается управляющий сигнал на приоткрытие заслонки регулятора давления и часть потока СН сбрасывается в резервуар, и при снижении давления заслонка прикрывается или полностью закрывается. Значение настройки максимального разрешенного давления в коллекторе СН принимается меньшим, чем предел настройки на срабатывание предохранительных клапанов системы защиты резервуарного парка и технологических трубопроводов от превышения давления. Для учета количества сбрасываемой сернистой нефти в резервуар при срабатывании регулятора давления устанавливается измеритель расхода на линии сброса сернистой нефти.At the same time, in the control unit (CU), an additional function has been introduced to control the maximum allowed pressure on the pumping line of the CH, when the set value of the setting pressure is reached, a control signal is sent to open the flap of the pressure regulator and part of the CH flow is discharged into the reservoir, and when the pressure drops, the flap is closed or completely closes. The setting value of the maximum permissible pressure in the MV manifold is assumed to be less than the setting limit for the operation of the safety valves of the tank farm and process pipelines protection system against overpressure. To account for the amount of sulphurous oil discharged into the reservoir when the pressure regulator is triggered, a flow meter is installed on the sour oil discharge line.

Вычислительное устройство блока управления дополнительно ведет учет объема сбрасываемой нефти в резервуар при срабатывании регулятора давления от давления настройки по заданному максимальному значению на линии сернистой нефти.The computing device of the control unit additionally keeps track of the volume of oil discharged into the reservoir when the pressure regulator is triggered by the setting pressure at the specified maximum value on the sulphurous oil line.

Технический результат достигается за счет прокладки (сооружения) коллектора для возможности направления «излишков» СН в резервуары при регулировании расхода подкачки СН в поток высокосернистой нефти на приеме подпорной насосной, установки на этом коллекторе регулятора давления и измерителя расхода, введения в автоматизированную систему управления процессом компаундирования нефтей блока измерения параметра потока сернистой нефти, измерителя расхода потока сернистой нефти и измерителя потока нефти, подаваемой в общую магистраль, блока поддержания давления на линии СН в заданных пределах, измерителя расхода потока нефти, сбрасываемого в резервуар. Система предназначена для контролирования и регулирования процесса компаундирования - рационального смешения потоков нефтей с целью обеспечения необходимых качественных характеристик смешанного потока нефти.The technical result is achieved by laying (constructing) a manifold for the possibility of directing the "surplus" CH into the tanks when regulating the flow rate of pumping CH into the flow of high-sulfur oil at the intake of the booster pumping station, installing a pressure regulator and a flow meter on this manifold, introducing it into the automated control system of the compounding process oils of the unit for measuring the parameter of the flow of sour oil, the meter for the flow rate of the flow of sour oil and the meter for the flow of oil supplied to the common line, the unit for maintaining the pressure on the CH line within the specified limits, the meter for the flow rate of the oil flow discharged into the reservoir. The system is designed to control and regulate the compounding process - rational mixing of oil flows in order to ensure the necessary quality characteristics of the mixed oil flow.

На фиг. 1 приведена принципиальная технологическая схема системы компаундирования с регулированием подкачки и сброса сернистой нефти, на фиг. 2 представлена функциональная схема автоматизации по данному предложению.FIG. 1 shows a schematic flow diagram of a compounding system with regulation of pumping and discharge of sour oil, FIG. 2 shows a functional diagram of automation for this proposal.

Система содержит: нефтепровод 1 для сернистой нефти, нефтепровод 2 высокосернистой нефти и нефтепровод 3 линии сброса сернистой нефти, соответственно; 4 - емкость для смешения, в качестве которой используется приемный коллектор подпорной насосной; 5с - блок измерения параметров потока сернистой нефти (давления); 6с, 6 см, 6ссбр - измерители расхода, соответственно, на линии сернистой нефти, смешанного потока и на линии сброса сернистой нефти в резервуар; 7с - измеритель плотности на потоке сернистой нефти; 7 см - измеритель плотности на смешанном потоке; 8 см - анализатор содержания серы на смешанном потоке; 9 - блок управления (БУ), включающий в себя вычислители ВУ-14, ВУ-15, ВУ-16 и контроллер К20; ячейка памяти 21, 10с - регулятор расхода на линии подкачки сернистой нефти; 11- регулятор давления на линии сброса (поступления сернистой нефти в резервуар 12); 13 - резервуар для высокосернистой нефти; 14 подпорная насосная; 15 - нефтепровод для смешанной нефти.The system contains: oil pipeline 1 for sulphurous oil, oil pipeline 2 for sour oil and oil pipeline 3 for discharge of sulphurous oil, respectively; 4 - tank for mixing, in the capacity of which the intake manifold of the booster pumping station is used; 5c - unit for measuring the parameters of the flow of sulphurous oil (pressure); 6s, 6 cm, 6ssbr - flow meters, respectively, on the line of sour oil, mixed flow and on the line of discharge of sour oil into the reservoir; 7с - density meter on the flow of sulphurous oil; 7 cm - mixed flow density meter; 8 cm - mixed flow sulfur analyzer; 9 - control unit (CU), including calculators VU-14, VU-15, VU-16 and controller K20; memory cell 21, 10s - flow regulator on the sour oil pumping line; 11- pressure regulator on the discharge line (sour oil flow into reservoir 12); 13 - reservoir for high-sulfur oil; 14 booster pumping station; 15 - oil pipeline for mixed oil.

В технологическую схему НПС вносится изменения, а именно: с линии сернистой нефти (СН) прокладывается (сооружается) нефтепровод 3, на этой линии устанавливается регулятор 11 давления и измеритель 6ссбр расхода, линия соединяется с резервуаром 12, выделенным для хранения СН. Если на НПС существует линия для приема СН в резервуарный парк, то на этой линии устанавливается регулятор 11 давления и измеритель 6ссбр расхода. Система автоматически отслеживает (контролирует) давление на линии СН. Функция контроля на линии ВСН реализована в изобретении RU №2158437 G05D 11/02, 25.06.1999 с точки зрения обеспечения бескавитационной работы расходомеров узла учета нефти. Система автоматически поддерживает давление Р на узле учета (перед расходомером)Changes are made to the process flow diagram of the oil pumping station, namely: an oil pipeline 3 is laid (constructed) from the sulphurous oil (CH) line, a pressure regulator 11 and a flow meter 6ssbr are installed on this line, the line is connected to the tank 12 allocated for the storage of CH. If at the pump station there is a line for receiving CH to the tank farm, then a pressure regulator 11 and a flow meter 6ssbr are installed on this line. The system automatically monitors (controls) the pressure on the MV line. The control function on the BCH line is implemented in the invention RU No. 2158437 G05D 11/02, 25.06.1999 from the point of view of ensuring the cavitation-free operation of the flow meters of the oil metering unit. The system automatically maintains the pressure P at the metering unit (in front of the flow meter)

Figure 00000001
Figure 00000001

где Р min - минимальное значение давление на узле учета, при котором и выше которого будет обеспечиваться бескавитационный режим работы турбинных преобразователей расхода.where Р min is the minimum value of the pressure at the metering unit, at which and above which the cavitation-free mode of operation of the turbine flow converters will be ensured.

По данному техническому решению вводится дополнительная функция контроля максимально разрешенного давления на линии подкачки СН. Для этого в контроллере К20 в блоке 9 управления в ячейке памяти 21 устанавливается максимально разрешенное давление на линии СН Рmax, в контроллер К20 поступает информация о значении давления на линии СН от блока 5 с измерения параметров СН. В случае достижения давления на линии СН максимально допустимого значения Рmax, контроллер К20 дает управляющий сигнал на приоткрытие заслонки регулятора 11 давления и часть потока СН сбрасывается в резервуар 12, выделенный для этой цели. Для учета количества сбрасываемой в резервуар 12 нефти устанавливается расходомер 6ссбр. Значение настройки максимального разрешенного давления на линии 1 СН, принимается меньшим, чем предел настройки на срабатывание предохранительных клапанов системы защиты резервуарного парка и технологических трубопроводов от превышения давления. При снижении давления на линии 1 СН заслонка 11 регулятора давления прикрывается или полностью закрывается и сбрасывание СН в резервуар 12 прекращается. Сернистая нефть, поступившая в резервуар 12, вовлекается в откачку по мере заполнения резервуара при дозированном смешении с высокосернистой нефтью известными методами или вовлекается в откачку по трубопроводу для перекачки СН на следующую НПС.According to this technical solution, an additional function is introduced to control the maximum allowed pressure on the CH pumping line. To do this, in the K20 controller in the control unit 9 in the memory cell 21, the maximum allowed pressure on the CH line P max is set , the K20 controller receives information about the pressure value on the CH line from unit 5 from the CH parameters measurement. If the pressure on the CH line reaches the maximum permissible value P max , the K20 controller gives a control signal to slightly open the valve of the pressure regulator 11 and a part of the CH flow is discharged into the reservoir 12 allocated for this purpose. To account for the amount of oil discharged into the reservoir 12, a 6ssbr flow meter is installed. The setting value of the maximum permissible pressure on the 1 CH line is taken to be less than the setting limit for the operation of the safety valves of the tank farm and process pipelines protection system against overpressure. When the pressure on line 1 CH decreases, the flap 11 of the pressure regulator closes or completely closes and the discharge of CH into the reservoir 12 stops. Sulphurous oil entering the reservoir 12 is involved in pumping out as the reservoir is filled with dosed mixing with high-sulfur oil by known methods or is involved in pumping through the pipeline to pump the CH to the next oil pumping station.

Система работает следующим образом. Пусть требуется вести компаундирование по параметру серы. Анализатор 8 см содержания серы осуществляет текущий непрерывный контроль содержания серы на смешанном потоке. Информация по текущему значению содержания серы передается в блок 9 управления системы компаундирования, включающий в себя вычислители ВУ-14, ВУ-15, ВУ-16 и контроллер К20. В ячейке памяти 21 блока 9 управления устанавливается заданное значения содержания серы, за пределы которого нельзя допустить уменьшение значения содержания серы. При увеличении производительности подкачки СН содержание серы в смешанном потоке уменьшается, и поэтому в целях сбережения ресурсов сернистой нефти осуществляется регулирование и поддержание S≥Sзад. Поступившая информация по текущему значению содержания серы сравнивается с заданным значением. Если текущее значение меньше, чем заданное S<Sзад, то система управления дает сигнал на прикрытие заслонки регулятора 11 давления до тех пор, пока не будет достигнуто равенство текущего значения и заданного значения содержания серы S=Sзад. Если текущее значение содержания серы больше, чем заданное S>Sзад, то система управления дает сигнал на приоткрытие заслонки регулятора 11 расхода, пока не будет достигнуто равенство текущего и заданного значений содержания серы S=Sзад. Таким образом, система будет поддерживать заданное значение содержания серы на смешанном потоке. Если при прикрытии заслонки регулятора 11 расхода для поддержания заданного содержания серы давление на линии подкачки сернистой нефти (СН) будет повышаться и достигнет давления настройки регулятора 11 давления по максимальному давлению, заслонка регулятора 11 давления откроется, и часть СН поступит в резервуар 12. Ведется учет количества сбрасываемой нефти в резервуар 12 по измерителю 6ссбр расхода. Информация о значении расхода сбрасываемой нефти, о расходе СН поданной на компаундирование, а также о расходе на смешанном потоке поступает в вычислитель ВУ-16 блока 9 управления, где осуществляется учет объема поступившей нефти в резервуар 12, объема компаундированной нефти (подкачанной СН) и общего объема перекачки смеси нефтей по трубопроводу 15.The system works as follows. Suppose it is required to carry out compounding according to the sulfur parameter. The 8cm Sulfur Analyzer provides ongoing continuous monitoring of the mixed stream sulfur content. Information on the current value of the sulfur content is transmitted to the control unit 9 of the compounding system, which includes the calculators VU-14, VU-15, VU-16 and the controller K20. In the memory cell 21 of the control unit 9, a set sulfur content value is set, beyond which a decrease in the sulfur content value cannot be allowed. With an increase in pumping capacity CH, the sulfur content in the mixed stream decreases, and therefore, in order to conserve resources of sulfurous oil, regulation and maintenance of S≥S back are carried out. The received information on the current value of the sulfur content is compared with the set value. If the current value is less than a predetermined S <S backside, the control system gives a signal to a cover 11 of the pressure regulator valve as long as no equality is reached the current value and a predetermined value the sulfur content S = S backside. If the current value of the sulfur content is greater than a predetermined S> S backside, the control system gives a signal to the valve slightly open flow regulator 11, until an equality of the current and predetermined values of sulfur content S = S backside. In this way, the system will maintain the target sulfur content on the mixed stream. If, when closing the damper of the flow regulator 11 to maintain the set sulfur content, the pressure on the pumping line for sulphurous oil (CH) rises and reaches the setting pressure of the pressure regulator 11 for maximum pressure, the damper of the pressure regulator 11 will open, and part of the CH will enter the reservoir 12. The account is kept the amount of oil discharged into the reservoir 12 according to the flow meter 6ssbr. Information about the value of the discharge of the discharged oil, the flow rate of the CH fed for compounding, as well as the flow rate in the mixed flow, is sent to the VU-16 computer of the control unit 9, where the volume of oil supplied to the reservoir 12, the volume of the compounded oil (pumped CH) and the total the volume of pumping a mixture of oils through the pipeline 15.

При снижении давления на линии поступления СН и достижении значения меньше, чем давление настройки регулятора 11 давления, заслонка клапана закроется и прекратится сброс СН в резервуар 12.When the pressure on the CH supply line decreases and reaches a value less than the setting pressure of the pressure regulator 11, the damper will close and the CH discharge into the reservoir 12 will stop.

Известно, что при смешении жидкостей (взаимно нерастворимых) показатели качества (содержание параметров качества, характеризующих физико-химические свойства) подчиняются закону аддитивности.It is known that when mixing liquids (mutually insoluble), quality indicators (the content of quality parameters characterizing physical and chemical properties) obey the law of additivity.

Figure 00000002
Figure 00000002

где Gсм, G2, G1 - массовые расходы смешанной нефти, высокосернистой и сернистой нефти соответственно;where G cm , G 2 , G 1 - mass flow rates of mixed oil, sour and sour oil, respectively;

Sсм, S2, S1 - массовое содержание серы в смешанной, высокосернистой и сернистой нефти соответственно; Из соотношений (1), (2) получим:S cm , S 2 , S 1 - mass content of sulfur in mixed, high-sulfur and sulphurous oil, respectively; From relations (1), (2) we obtain:

Figure 00000003
Figure 00000003

Таким образом, из соотношения (3) видно, что регулирование значения содержания серы на смешанном потоке Sсм можно осуществлять путем изменения соотношения расходов.Thus, it can be seen from relation (3) that the regulation of the value of the sulfur content on the mixed stream S cm can be carried out by changing the ratio of the costs.

В тех случаях, когда содержание серы во входящем потоке высокосернистой нефти будет уменьшаться и приближается к заданному значению Sзад, (отсутствие запаса качества), система автоматики закрывает заслонки на потоке сернистой нефти, и компаундирование прекращается. Из соотношения (3) следует, что при

Figure 00000004
In those cases when the sulfur content in the incoming sour oil stream decreases and approaches the set value S back , (lack of quality margin), the automation system closes the gates on the sour oil stream, and compounding stops. It follows from relation (3) that for
Figure 00000004

В таких случаях закрытие заслонки 10с на потоке СН будет приводить к повышению давления в трубопроводе, по которому поступает СН. Во избежание срабатывания предохранительных клапанов СППК защиты технологических трубопроводов и оборудования резервуарного парка от высокого давления, при достижении давления настройки на открытие Рорд регулятора 11 давления блок управления дает сигнал на приоткрытое заслонки регулятора 11 давления, и поток СН сбрасывается в резервуар 12 для СН. При этом давление на линии СН будет уменьшаться, и не произойдет срабатывание СППК. В дальнейшем при увеличении содержания серы в высокосернистой нефти S2>Sсм зад подкачка СН возобновится, т.е. заслонка регулятора 10с откроется, и по мере уменьшения давления на линии СН заслонка регулятора 11 давления будет прикрываться вплоть до полного закрытия. Рассмотренный случай может быть кратковременным, т.е. когда будут наблюдаться скачкообразное изменение (всплески) содержания серы в потоке высокосернистой нефти. Из формулы (3) видно, что содержание серы Sсм будет меняться, если изменится также соотношение расходов

Figure 00000005
In such cases, closing the damper 10c on the CH flow will lead to an increase in pressure in the pipeline through which the CH flows. In order to avoid the actuation of the safety valves SPPK protecting the process pipelines and equipment of the tank farm from high pressure, when the setting pressure for opening P ord of the pressure regulator 11 is reached, the control unit gives a signal to the slightly open valves of the pressure regulator 11, and the CH flow is discharged into the CH reservoir 12. In this case, the pressure on the CH line will decrease, and the SPPK will not operate. Subsequently, with an increase in the sulfur content in high-sulfur oil S 2 > S cm back, the pumping of the CH will be resumed, i.e. the damper of the regulator 10c will open, and as the pressure on the CH line decreases, the damper of the pressure regulator 11 will close until it is completely closed. The considered case may be short-term, i.e. when there will be an abrupt change (bursts) in the sulfur content in the flow of sour oil. From formula (3) it can be seen that the sulfur content S cm will change if the ratio of costs also changes
Figure 00000005

Рассмотрим случай, когда соотношение расходов увеличилось за счет увеличения расхода G1 потока СН, и это привело к неравенству Sсм<Sзад,, тогда блок управления дает сигнал на прикрытие заслонки регулятора расхода 10 с, и установится новое соотношение расходов. При этом давление на линии СН повысится: его значение может быть ниже предела настройки Рорд регулятора 11 давления или выше. В том случае, когда на линии СН значение давления ниже значения настройки регулятора 11 давления на открытие, система автоматики не дает никаких управляющих воздействий. В том случае, когда давление на линии СН больше, чем предел настройки регулятора давления Рсн>Рорд, то заслонка регулятора 11 давления приоткроется, и часть потока СН будет сбрасываться в резервуар для СН, и давление на линии СН будет поддерживаться не более значения Рорд. Для уменьшения соотношения расходов

Figure 00000006
можно изменить режим перекачки по магистральному трубопроводу смешанного потока Gсм в сторону увеличения, тогда расход G1 останется на прежнем уровне, и не произойдет увеличение давления на линии СН, и не произойдет сброса части потока СН в резервуары.Let us consider the case when the flow rate ratio increased due to an increase in the flow rate G 1 of the CH flow, and this led to the inequality S cm <S back , then the control unit gives a signal to close the flow regulator damper for 10 s, and a new flow rate ratio will be established. In this case, the pressure on the CH line will increase: its value may be lower than the P ord setting limit of the pressure regulator 11 or higher. In the case when the pressure value on the CH line is lower than the setting value of the opening pressure regulator 11, the automation system does not give any control actions. In the event that the pressure on the CH line is greater than the setting limit of the pressure regulator P cn > P ord , then the valve of the pressure regulator 11 will open slightly, and part of the CH flow will be discharged into the CH line, and the pressure on the CH line will be maintained no more than the value R ord . To reduce the cost ratio
Figure 00000006
it is possible to change the mode of pumping through the main pipeline of the mixed flow G cm in the direction of increasing, then the flow rate G 1 will remain at the same level, and the pressure on the CH line will not increase, and a part of the CH flow will not be discharged into the reservoirs.

При регулировании давления на линии поступления СН и поддержании его значения, равном значению настройки Рорд, заслонка регулятора 11 давления может находиться и в промежуточном положении, т.е. приоткрытом. Это будет возможно, когда производительность поступления СН по линии СН будет больше, чем требуется для компаундирования при подкачке в поток высокосернистой нефти из условия (3), когда содержание серы в смешанном потоке равняется заданному значению Sсм=Sзад. Необходимую производительность СН для компаундирования получим из (3):When regulating the pressure on the supply line CH and maintaining its value equal to the setting value P ord , the valve of the pressure regulator 11 can be in an intermediate position, i.e. ajar. This will be possible when the productivity of the CH input through the CH line is greater than that required for compounding when pumping high-sulfur oil into the flow from condition (3), when the sulfur content in the mixed stream is equal to the specified value S cm = S back . We obtain the required performance of the SN for compounding from (3):

Figure 00000007
Figure 00000007

В случае поступления на НПС по трубопроводу 1 СН с производительностью Gсн больше, чем требуется G1 по соотношению (4), «излишки» в количестве (Gсн-G1) будут сбрасываться по линии СН в резервуар 12.In case of receipt at OPS through conduit 1 CH G CH performance more than is required by the ratio G 1 (4), "excess" in an amount (G 1 -G removed) will be discharged by the CH line to the reservoir 12.

В вычислителе ВУ-14 определяется соотношение расхода сернистой нефти, подкачанной для компаундирования, и расхода смешанной нефти

Figure 00000008
В процессе регулирования содержания серы на смешанном потоке и достижения заданного значения Sсм=Sзад, это соотношение расходов запоминается в ячейке памяти 21 контроллера К20, Это текущее соотношение расходов может использоваться на следующих этапах регулирования для сокращения времени регулирования заслонкой регулятора 11 расхода в целях достижения значения содержания серы Sсм=Sзад. Например, при возобновлении процесса компаундирования после его прекращения в связи с выполнением плана компаундирования или после плановых остановок перекачки и т.д. При изменении производительности перекачки по трубопроводам 1, 2, 15 или изменении содержания серы во входящих потоках на компаундирование соотношение расходов
Figure 00000009
тоже изменится, при этом запоминается это новое соотношение расходов в ячейке памяти контроллера, т.е. обновляется информация по значению соотношения расходов в ячейке памяти 21 контроллера, при которых выполняется условие Sсм=Sзад.The VU-14 calculator determines the ratio of the flow rate of sour oil pumped in for compounding and the flow rate of mixed oil
Figure 00000008
In the process of adjusting the sulfur content in the mixed stream and reaching the setpoint S cm = S backside this flow ratio is stored in K20 controller memory cell 21, It is the current flow ratio can be used at the following stages of regulation to reduce the time the flow control knob 11 damper in order to achieve values of sulfur content S cm = S back . For example, when the compounding process is resumed after its termination due to the completion of the compounding plan or after scheduled pumping stops, etc. When changing the pumping capacity through pipelines 1, 2, 15 or changing the sulfur content in the incoming streams for compounding, the ratio of costs
Figure 00000009
will also change, while this new flow rate ratio is memorized in the controller memory cell, i.e. information is updated on the value of the flow rate ratio in the memory cell 21 of the controller, at which the condition S cm = S back is satisfied.

Если требуется вести компаундирование по показателю плотности, то система работает аналогично, как и при компаундировании по содержанию серы. Соотношение (2) можно записать в форме:If compounding is required in terms of density, then the system works in the same way as for compounding in terms of sulfur content. Relation (2) can be written in the form:

Figure 00000010
Figure 00000010

где Qсм, Q2, Q1 - объемные расходы смешанной нефти, высокосернистой и сернистой нефти соответственно;where Q cm , Q 2 , Q 1 - volumetric flow rates of mixed oil, sour and sour oil, respectively;

При этом при одинаковых условиях (температуре и давлении) будет:In this case, under the same conditions (temperature and pressure), it will be:

Figure 00000011
Figure 00000011

ρсм, ρ2, ρ1 - плотность смешанной, высокосернистой и сернистой нефти соответственно;ρ cm , ρ 2 , ρ 1 - density of mixed, sour and sour oil, respectively;

Из соотношений (4), (5), получимFrom relations (4), (5), we obtain

Figure 00000012
Figure 00000012

Также из соотношения (6) видно, что регулирование значения плотности на смешанном потоке ρсм можно осуществлять путем изменения соотношения расходов.It is also seen from relation (6) that the regulation of the density value on the mixed flow ρ cm can be carried out by changing the flow rate ratio.

В тех случаях, когда плотность во входящем потоке сернистой нефти на НПС уменьшается и приближается к заданному значению ρзад, и это приведет к снижению плотности на смешанном потоке меньше, чем заданное значение ρзад, тогда заслонка на потоке нефти с меньшей плотностью будет прикрываться или может закрыться полностью.In cases where the density in the incoming flow of sulphurous oil at the oil pumping station decreases and approaches the preset value ρ ass , and this will lead to a decrease in the density on the mixed flow less than the preset value ρ ass , then the damper on the flow of oil with a lower density will be closed or can close completely.

В таких случаях закрытие заслонки на потоке с меньшей плотностью будет приводить к повышению давления в трубопроводе, по которому поступает нефть с меньшей плотностью. Во избежание срабатывания предохранительных клапанов СППК защиты технологических трубопроводов и оборудования резервуарного парка от высокого давления, при достижении давления настройки на открытие Рорд регулятора 11 давления блок управления дает сигнал на приоткрытие заслонки регулятора 11 давления, и поток нефти с меньшей плотностью сбрасывается в резервуары 12 для нефти с меньшей плотностью. При сбросе части потока через регулятор 11 давления в резервуар 12 давление на линии приема нефти с большей плотностью будет уменьшаться, и не произойдет срабатывание СППК. В дальнейшем при увеличении плотности сернистой (на входящем потоке) нефти ρ1>ρсм зад компаундирование ВСН возобновится, т.е. заслонка 10с откроется, и по мере уменьшения давления на линии 1 СН заслонка регулятора 11 давления будет прикрываться вплоть до полного закрытия. Рассмотренный случай может быть кратковременным, т.е. когда будут наблюдаться скачкообразное изменение (всплески) значения плотности в потоке высокосернистой нефти. Из формулы (6) видно, что плотность ρсм будет меняться, если изменится также соотношение расходов

Figure 00000013
In such cases, closing the damper on a stream with a lower density will lead to an increase in pressure in the pipeline, through which oil with a lower density enters. In order to avoid the operation of the safety valves SPPK to protect the process pipelines and equipment of the tank farm from high pressure, when the setting pressure for opening P ord of the pressure regulator 11 is reached, the control unit gives a signal to open the valve of the pressure regulator 11, and the flow of oil with a lower density is discharged into the tanks 12 for oils with a lower density. When part of the flow is dumped through the pressure regulator 11 into the reservoir 12, the pressure on the oil receiving line with a higher density will decrease, and the SPPK will not operate. Subsequently, with an increase in the density of sulphurous (on the incoming flow) oil ρ 1 > ρ cm back, compounding of the BCH will resume, i.e. the damper 10c will open, and as the pressure on the CH line 1 decreases, the damper of the pressure regulator 11 will close until it is completely closed. The considered case may be short-term, i.e. when there will be an abrupt change (bursts) in the density value in the flow of sour oil. From formula (6) it can be seen that the density ρ cm will change if the ratio of costs also changes
Figure 00000013

Рассмотрим случай, когда соотношение расходов увеличилось за счет увеличения расхода G1 потока СН (или за счет уменьшения производительности перекачки GCM)5 это привело к неравенству ρсм<ρ зад, тогда блок управления дает сигнал на прикрытие регулятора 10с, и установится новое соотношение расходов. При этом давление на линии СН повысится: его значение может быть ниже предела настройки Рорд регулятора 11 давления или выше. В том случае, когда на линии с меньшей плотностью значение давления ниже значения настройки регулятора 11 давления на открытие, система автоматики не дает никаких управляющих воздействий. В том случае, когда давление на линии с меньшей плотностью больше, чем предел настройки регулятора давления Рсн>Рорд, то заслонка регулятора 11 давления приоткроется, и часть потока с меньшей плотностью будет сбрасываться в резервуар для приема нефти с меньшей плотностью СН, и давление на линии с меньшей плотностью будет поддерживаться не более значения Рорд. Для уменьшения соотношения расходов

Figure 00000014
можно изменить режим перекачки по магистральному трубопроводу Gсм в сторону увеличения, тогда расход G1 останется на прежнем уровне, и не произойдет увеличение давления на линии с меньшей плотностью, и не произойдет сброса части потока с меньшей плотностью в резервуары.Let us consider the case when the flow rate ratio increased due to an increase in the flow rate G 1 of the CH flow (or due to a decrease in the pumping capacity G CM ) 5 this led to the inequality ρ cm <ρ back , then the control unit gives a signal to cover the regulator 10s, and a new ratio will be established expenses. In this case, the pressure on the CH line will increase: its value may be lower than the P ord setting limit of the pressure regulator 11 or higher. In the case when the pressure value on the line with lower density is lower than the setting value of the opening pressure regulator 11, the automation system does not give any control actions. In the event that the pressure on the line with a lower density is greater than the setting limit of the pressure regulator P cn > P ord , then the valve of the pressure regulator 11 will open slightly, and a part of the flow with a lower density will be discharged into the reservoir for receiving oil with a lower density CH, and the pressure on the lines with a lower density will be maintained no more than the value of P ord . To reduce the cost ratio
Figure 00000014
it is possible to change the mode of pumping through the main pipeline G cm in the direction of increasing, then the flow rate G 1 will remain at the same level, and the pressure will not increase in the line with a lower density, and a part of the flow with a lower density will not be released into the reservoirs.

При регулировании давления на линии поступления нефти с меньшей плотностью и поддержании его значения равном значению настройки Рорд, заслонка регулятора 11 давления может находиться и в промежуточном положении, т.е. приоткрытом. Это будет возможно, когда производительность поступления нефти с меньшей плотностью будет больше, чем требуется для компаундирования при подкачке в поток нефти с меньшей плотностью из условия (6), когда значение плотности в смешанном потоке равняется заданному значению, т.е. ρсм=ρзад.When regulating the pressure on the oil supply line with a lower density and maintaining its value equal to the setting value P ord , the valve of the pressure regulator 11 can be in an intermediate position, i.e. ajar. This will be possible when the productivity of the inflow of oil with a lower density will be greater than that required for compounding when pumping into an oil flow with a lower density from condition (6), when the density value in the mixed flow is equal to the specified value, i.e. ρ cm = ρ back .

Необходимую производительность потока с меньшей плотностью для компаундирования получим из (6):The required flow rate with a lower density for compounding is obtained from (6):

Figure 00000015
Figure 00000015

В случае поступления на НПС по трубопроводу 1 нефти меньшей плотности с производительностью Gмп больше, чем требуется G1 по соотношению (7), «излишки» в количестве (Gмп-G1) будут сбрасываться по линии поступления менее плотной нефти в резервуар 12.If oil of lower density arrives at the oil pumping station through pipeline 1 with a productivity of G mp more than required by G 1 according to the ratio (7), the "surplus" in the amount (G mp -G 1 ) will be discharged along the line of less dense oil entering into reservoir 12 ...

В процессе регулирования значения плотности на смешанном потоке и достижения заданного значения ρсм=ρзад, это соотношение расходов запоминается в ячейке памяти 21 контроллера К20. Это текущее соотношение расходов может использоваться на следующих этапах регулирования для сокращения времени регулирования заслонкой регулятора 11 расхода в целях достижения значения плотности на смешанном потоке заданного значения ρсм=ρзад. Например, при возобновлении процесса компаундирования после его прекращения в связи с выполнением плана компаундирования или после плановых остановок перекачки и т.д. При изменении производительности перекачки по трубопроводам 1, 2, 15 или изменении значений плотности во входящих потоках на компаундирование соотношение расходов

Figure 00000016
тоже изменится., при этом запоминается это новое соотношение расходов в ячейке памяти контроллера, т.е. обновляется информация по значению соотношения расходов в ячейке памяти контроллера, при которых выполняется условие ρсм=ρзад.In the process of regulating the density value on the mixed flow and reaching the set value ρ cm = ρ ass , this flow rate ratio is stored in the memory cell 21 of the controller K20. This current flow ratio can be used in the next stages for the regulation of flow of reducing regulator valve 11 controlling the time to achieve a density value for the mixed flow setpoint ρ = ρ cm backside. For example, when the compounding process is resumed after its termination due to the completion of the compounding plan or after scheduled pumping stops, etc. When changing the pumping capacity through pipelines 1, 2, 15 or changing the density values in the incoming streams for compounding, the flow rate ratio
Figure 00000016
will also change., at the same time this new flow rate ratio is stored in the controller memory cell, i.e. information is updated on the value of the flow rate ratio in the memory cell of the controller, at which the condition ρ cm = ρ ass is fulfilled.

При описанном выше алгоритме управления имеется инерционность системы регулирования, и заданное значение серы (или плотности) достигается через некоторое время. Поэтому для компенсации инерционности системы и повышения оперативности регулирования в вычислительном устройстве ВУ-16 предусмотрено вычисление требуемого значения соотношения расходов на линии подкачки сернистой нефти и потока смешанной нефти, (т.е. необходимой доли количества сернистой нефти, подаваемой на смешение в общем количестве смешанной нефти), и регулирование заслонкой регулятора расхода таким образом, чтобы на измерителе расхода сернистого потока было установлено это требуемое значение расхода, при котором на потоке смешанной нефти будет значение серы, равное заданному значению, для возможности плавного регулирования содержания серы по специальному алгоритму. При этом алгоритме управления в вычислителе ВУ 15 используется заначение плотности на линии высокосернистой нефти ρв, а в вычислителе ВУ16 значения содержания серы Sc, Sв на потоке сернистой и высокосернистой нефти соответственно (фиг. 2). Более подробно такой алгоритм процесса регулирования описан в патенте на изобретение №2704843. Источник экономической эффективности.With the control algorithm described above, there is a lag in the control system, and the sulfur (or density) setpoint is reached after some time. Therefore, to compensate for the inertia of the system and increase the control efficiency in the VU-16 computing device, it is envisaged to calculate the required value of the ratio of the flow rates on the pumping line of sour oil and mixed oil flow, (i.e., the required fraction of the amount of sour oil supplied for mixing in the total amount of mixed oil ), and regulation by the flow regulator damper in such a way that this required flow rate is set on the sour flow meter, at which the sulfur value in the mixed oil flow will be equal to the preset value for the possibility of smooth regulation of the sulfur content according to a special algorithm. With this control algorithm, the VU 15 calculator uses the density value on the sour oil line ρ in , and the VU16 calculator uses the sulfur content Sc, Sb on the sour and sour oil flow, respectively (Fig. 2). Such an algorithm of the regulation process is described in more detail in the patent for invention No. 2704843. A source of economic efficiency.

Объем резервуарного парка рассчитывается, исходя из нормы технологического проектирования, и принимается для головных НПС в пределах (2-3) суточной производительности трубопровода, а для НПС на границе технологического участка, если также ведется приемо-сдаточные операции, принимается в пределах (1,0-1,5) суточной производительности. При автоматизации компаундирования по предлагаемой технологии, часть СН, задействованной на компаундирование не поступает в РП, а смешивается в трубопроводе на приемной линии подпорной насосной, поэтому количество резервуаров для приема СН можно сократить.The volume of the tank farm is calculated on the basis of the technological design standard, and is taken for the head oil pumping stations within (2-3) the daily pipeline productivity, and for the oil pumping station at the border of the technological section, if acceptance operations are also carried out, it is taken within (1.0 -1.5) daily productivity. With the automation of compounding according to the proposed technology, part of the CH used for compounding does not enter the RP, but is mixed in the pipeline on the receiving line of the booster pumping station, so the number of reservoirs for receiving the CH can be reduced.

Решение (1) относительно соотношения массовых расходов имеет вид:Solution (1) with respect to the ratio of mass flow rates has the form:

Figure 00000017
Figure 00000017

Количество компаундированной нефти в трубопроводах приемной линии подпорной насосной составит:The amount of compounded oil in the pipelines of the receiving line of the booster pumping station will be:

Figure 00000018
Figure 00000018

Это количество СН не поступает в резервуары, а следовательно, можно уменьшить количество резервуаров на НПС, предназначенных для приема и хранения СН на эту величину с учетом коэффициента использования полезной емкости резервуаров. Объем сокращения резервуарной емкости составит:This amount of SN does not enter the reservoirs, and therefore, it is possible to reduce the number of reservoirs at the PS intended for receiving and storing SN by this amount, taking into account the utilization factor of the useful capacity of the reservoirs. The volume of reduction in tank capacity will be:

Figure 00000019
Figure 00000019

где ρсм - плотность смеси нефти, Ки - коэффициент полезной емкости резервуара, V2y - объем сокращения емкости резервуарного парка.where ρ cm is the density of the oil mixture, K and is the coefficient of the useful capacity of the tank, V 2y is the volume of the reduction in the capacity of the tank farm.

Для условий НПС, когда компаундирование ведется по нескольким направлениям перекачки, количество сэкономленных резервуаров на НПС определяется суммированием их объемов по каждому направлению.For PS conditions, when compounding is carried out in several directions of pumping, the number of tanks saved at the PS is determined by summing their volumes in each direction.

Общее количество поступления СН на НПС составит:The total amount of CH receipts to the PS will be:

Figure 00000020
где i - порядковый номер трубопроводов СН, по которым поступает нефть на НПС, n - количество входящих потоков СН, G1i - количество СН, поступающей по i-му трубопроводу.
Figure 00000020
where i is the serial number of the CH pipelines through which oil is supplied to the PS, n is the number of incoming CH flows, G 1i is the number of CH flowing through the i-th pipeline.

Количество нефти задействованной на компаундирование по всей НПС составит:The amount of oil used for compounding throughout the PS will be:

Figure 00000021
где j - номер направления компаундирования, k - количество направлений компаундирования на НПС.
Figure 00000021
where j is the number of compounding directions, k is the number of compounding directions at the pumping station.

Тогда количество СН, не задействованной на компаундирование, поступит в резервуарный парк и потребуется объем резервуаров для СН:Then the amount of CH that is not used for compounding will go to the tank farm and the volume of tanks for the CH will be required:

Figure 00000022
Figure 00000022

где ρ2 - плотность ВСН, kи - коэффициент полезной емкости резервуара, R - коэффициент, учитывающий вид НПС, для головных НПС R принимается от 2 до 3, для НПС на границе эксплуатационных участков, когда ведется приемо-сдаточные операции - от 1 до 1,5.where ρ 2 is the density of the HPS, k and is the coefficient of the useful capacity of the tank, R is the coefficient taking into account the type of oil pumping station, for head oil pumping stations R is taken from 2 to 3, for oil pumping stations at the border of operational sections, when acceptance operations are carried out, from 1 to 1.5.

Объем резервуарного парка для СН сэкономленных (уменьшенных) при внедрении автоматизации компаундирования составит:The volume of the tank farm for SN saved (reduced) during the introduction of compounding automation will be:

Figure 00000023
Figure 00000023

Claims (6)

1. Автоматизированная система компаундирования разносортных нефтей с регулированием подкачки и сброса сернистой нефти, содержащая, по крайней мере, два нефтепровода, предназначенные для транспортировки потоков нефти, и нефтепровод, предназначенный для смешанного потока, блок измерения показателей качества смешанного потока, блок измерения параметра потока нефти, измеритель расхода потока нефти и измеритель расхода смешанного потока, вычислительное устройство для учета количества нефти и общего количества смешанного потока, устройство регулирования потока, при этом выходы блока измерения параметра потока нефти, блока измерения показателей качества смешанного потока, измерителя расхода потока и измерителя расхода смешанного потока взаимосвязаны с соответствующими информационными входами блока управления, управляющий выход которого взаимосвязан с устройством регулирования потока, отличающаяся тем, что на линии сернистого потока установлены блок измерения параметра потока сернистой нефти, измеритель расхода потока сернистой нефти; вычислительное устройство предназначено для учета количества сернистой нефти и общего количества смешанного потока, устройство регулирования потока обеспечивает регулирование потока сернистой нефти, при этом выходы блока измерения параметра потока сернистой нефти, блока измерения показателей качества смешанного потока, измерителя расхода потока сернистой нефти и измерителя расхода смешанного потока взаимосвязаны с соответствующими информационными входами блока управления, управляющий выход которого взаимосвязан с устройством регулирования сернистого потока, к линии сернистой нефти, подающей поток к приемной линии подпорной насосной, перед устройством регулирования потока, врезан отвод-коллектор с установленным регулятором давления, предназначенный для поддержания на линии сернистой нефти давления не более заданного значения при регулировании расхода подкачки сернистой нефти на смешение и позволяющий сбросить часть потока сернистой нефти в резервуар при срабатывании регулятора давления.1. Automated system for compounding miscellaneous oils with regulation of pumping and discharge of sulphurous oil, containing at least two oil pipelines intended for transporting oil streams, and an oil pipeline intended for a mixed flow, a unit for measuring the quality indicators of a mixed flow, a unit for measuring the oil flow parameter , an oil flow meter and a mixed flow meter, a computing device for accounting for the amount of oil and the total amount of a mixed flow, a flow control device, while the outputs of the oil flow parameter measurement unit, a mixed flow quality indicator measurement unit, a flow rate meter and a mixed flow meter flow are interconnected with the corresponding information inputs of the control unit, the control output of which is interconnected with the flow control device, characterized in that a unit for measuring the sour oil flow parameter is installed on the sulphurous flow line, sour oil flow rate meter; the computing device is designed to account for the amount of sour oil and the total amount of the mixed flow, the flow control device provides regulation of the flow of sour oil, while the outputs of the unit for measuring the parameter of the flow of sulphurous oil, the unit for measuring the quality indicators of the mixed flow, meter for the flow rate of sour oil and meter for the flow of mixed flow are interconnected with the corresponding information inputs of the control unit, the control output of which is interconnected with the sulphurous flow control device, to the sulphurous oil line supplying the flow to the receiving line of the booster pumping station, in front of the flow control device, a manifold branch with an installed pressure regulator is embedded, designed to maintain on the line sulphurous oil pressure not exceeding the specified value when regulating the flow rate of pumping sulphurous oil for mixing and allowing to discharge part of the sour oil flow into the reservoir when the pressure regulator is triggered. 2. Автоматизированная система по п.1, отличающаяся тем, что в блоке управления предусмотрена функция контроля максимального значения давления на линии сернистой нефти, при достижении заданного значения давления настройки подается управляющий сигнал на приоткрытие заслонки регулятора давления, при этом часть потока сбрасывается в резервуар, и при снижении давления заслонка прикрывается или полностью закрывается.2. The automated system according to claim 1, characterized in that the control unit provides a function for monitoring the maximum pressure value on the sulphurous oil line, when the set pressure is reached, a control signal is sent to open the pressure regulator flap, while part of the flow is discharged into the reservoir, and when the pressure drops, the damper closes or closes completely. 3. Автоматизированная система по п.1, отличающаяся тем, что заданное значение максимального давления на линии сернистой нефти для настройки регулятора давления выбрано меньше, чем давление настройки предохранительных клапанов для защиты от превышения давления технологических трубопроводов и резервуарного парка.3. The automated system according to claim 1, characterized in that the set value of the maximum pressure on the sulphurous oil line for adjusting the pressure regulator is selected less than the setting pressure of the safety valves to protect the process pipelines and tank farm from overpressure. 4. Автоматизированная система по п.1, отличающаяся тем, что для учета количества сбрасываемой сернистой нефти в резервуар при срабатывании регулятора давления установлен измеритель расхода на линии сброса сернистой нефти.4. The automated system according to claim 1, characterized in that to account for the amount of sulphurous oil discharged into the reservoir when the pressure regulator is triggered, a flow meter is installed on the sulphurous oil discharge line. 5. Автоматизированная система по п.1, отличающаяся тем, что в вычислительном устройстве блока управления предусмотрен учет объема сбрасываемой сернистой нефти в резервуар при срабатывании регулятора давления от давления настройки по заданному максимальному значению на линии сернистой нефти.5. The automated system according to claim 1, characterized in that the computing device of the control unit provides for the accounting of the volume of sulphurous oil discharged into the reservoir when the pressure regulator is triggered by the setting pressure at a predetermined maximum value on the sulphurous oil line. 6. Автоматизированная система по п.1, отличающаяся тем, что в блоке управления предусмотрена звуковая и световая сигнализация при срабатывании регулятора давления и сброса части потока сернистой нефти в резервуар.6. The automated system according to claim 1, characterized in that the control unit provides sound and light alarms when the pressure regulator is triggered and part of the flow of sulphurous oil is dumped into the reservoir.
RU2020116658A 2020-05-12 2020-05-12 Automated control system for the compounding process of mixed oils with regulation of pumping and discharge of sour oil RU2746679C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020116658A RU2746679C1 (en) 2020-05-12 2020-05-12 Automated control system for the compounding process of mixed oils with regulation of pumping and discharge of sour oil

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020116658A RU2746679C1 (en) 2020-05-12 2020-05-12 Automated control system for the compounding process of mixed oils with regulation of pumping and discharge of sour oil

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2746679C1 true RU2746679C1 (en) 2021-04-19

Family

ID=75521153

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020116658A RU2746679C1 (en) 2020-05-12 2020-05-12 Automated control system for the compounding process of mixed oils with regulation of pumping and discharge of sour oil

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2746679C1 (en)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2158437C1 (en) * 1999-06-25 2000-10-27 Открытое акционерное общество "Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А. Черняева" Automated system controlling process of compounding of oils
RU2580909C2 (en) * 2014-07-01 2016-04-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" System for compounding sour crude oil in multiple directions of pumping mixed flows
RU2616194C1 (en) * 2016-01-11 2017-04-13 Открытое акционерное общество "Акционерная компания по транспорту нефти "ТРАНСНЕФТЬ" Advanced compounding system of variable oil grades
RU2704843C1 (en) * 2018-10-29 2019-10-31 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Automated control system for compounding process of sulphurous and high-sulfur oils

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2158437C1 (en) * 1999-06-25 2000-10-27 Открытое акционерное общество "Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А. Черняева" Automated system controlling process of compounding of oils
RU2580909C2 (en) * 2014-07-01 2016-04-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" System for compounding sour crude oil in multiple directions of pumping mixed flows
RU2616194C1 (en) * 2016-01-11 2017-04-13 Открытое акционерное общество "Акционерная компания по транспорту нефти "ТРАНСНЕФТЬ" Advanced compounding system of variable oil grades
RU2704843C1 (en) * 2018-10-29 2019-10-31 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Automated control system for compounding process of sulphurous and high-sulfur oils

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4180083A (en) System for controlling flow rate in pipelines
US6325093B1 (en) Water distributing installation controllers
CN110939178B (en) Water age control system for secondary water supply equipment
CN113812851A (en) Water age control system for direct drinking water purification equipment
RU2746679C1 (en) Automated control system for the compounding process of mixed oils with regulation of pumping and discharge of sour oil
CN116397604A (en) Gate linkage control method and device and serial water supply power generation system
CN110467145A (en) A kind of petroleum vapor recovery on-line monitoring system and monitoring method
RU2616194C1 (en) Advanced compounding system of variable oil grades
US10119518B2 (en) Control system for flow of turbined water from a plurality of hydroelectric plants
RU2580909C2 (en) System for compounding sour crude oil in multiple directions of pumping mixed flows
RU2704843C1 (en) Automated control system for compounding process of sulphurous and high-sulfur oils
CN113759726A (en) Natural gas odorization control system and control method thereof
CN117682148A (en) Metering system and metering method for filling
CN113836785B (en) Municipal area intelligent water supply system and artificial intelligent control optimization method thereof
CN111155600B (en) Water age control system for secondary water supply equipment
RU2270472C2 (en) Method for controlling oils compounding process with several quality parameters and system for realization of said method
RU2248031C2 (en) System for controlling oil compounding process by several quality parameters
CN210739983U (en) Diluent filling system
Zanoli et al. Model Predictive Control for Hydroelectric Power Plant Reservoirs
CN109409569A (en) The discrete gradient progressive optimal algorithm dispatched for a long time in a kind of multi-reservoir considering direct current transportation constraint
CN113761752A (en) Total chlorine guarantee method and system for secondary water supply and storage equipment based on water age control
JPH08302759A (en) Control method of water-conveyance operation in wide-area water supply system
CN221093900U (en) Be applied to dosing device of water works
CN216266912U (en) A stationary flow moisturizing device for thick liquid system
Błaszczyk et al. Optimal pump scheduling by non-linear programming for large scale water transmission system