RU2709045C1

RU2709045C1 - Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа

Info

Publication number: RU2709045C1
Application number: RU2019100287A
Authority: RU
Inventors: Анатолий Кузьмич Арабский; Сергей Владимирович Завьялов; Андрей Николаевич ЕФИМОВ; Михаил Николаевич Макшаев; Сергей Иванович Гункин; Александр Александрович Турбин; Этибар Гурбанали оглы Талыбов; Владислав Леонидович Пономарев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург"
Priority date: 2019-01-09
Filing date: 2019-01-09
Publication date: 2019-12-13

Abstract

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки природного газа и газового конденсата к транспорту, в частности к автоматическому управлению производительностью установок низкотемпературной сепарации газа. Технический результат заключается в: автоматическом поддержании заданного значения уровня добычи нестабильного газового конденсата (НГК) и его необходимого запаса в буферной емкости; контроле в режиме реального времени значений давления и расхода газа и НГК, подаваемых в магистральный газопровод (МГП) и магистральный конденсатопровод (МКП), соответственно; поддержании стабильного режима работы установки во время переходных процессов, обеспечивая транспортировку НГК по МКП в однофазном состоянии, исключение «раскачки» режима работы установки и появления газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе. Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа включает контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) установки низкотемпературной сепарации газа расхода осушенного газа, поступающего в МГП, расхода НГК, поступающего в МКП, уровня НГК в буферной емкости, давления газа в МГП и давления конденсата в МКП. Задание диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НГК поступает в базу данных (БД АСУ ТП), которая исполняет его с помощью ПИД-регулятора поддержания расхода НГК в МКП, реализованного на базе АСУ ТП, на вход задания SP которого АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, а на его вход обратной связи PV подает сигнал текущего расхода НГК в МКП, сравнивая которые этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал задания производительности насосного агрегата, который обеспечивает заданный объем подачи НГК из буферной емкости в МКП. Одновременно АСУ ТП следит за уровнем НГК в буферной емкости, который удерживает в заданных пределах с помощью ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК установки, на вход задания SP которого подает сигнал текущего расхода НГК в МКП, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подает сигнал текущего расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа в буферную емкость, сравнивая которые этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал, поступающий на клапан-регулятор, управляющий расходом добываемой газоконденсатной смеси, поступающей в блок низкотемпературной сепарации газа. ПИД-регулятор поддержания уровня добычи НГК работает в динамическом режиме, определяемом величиной коэффициента пропорциональности К_п, подаваемого на вход этого же ПИД-регулятора и непрерывно рассчитываемого в реальном масштабе времени блоком оперативного расчета коэффициента пропорциональности в зависимости от значения уставок процесса и текущих показаний датчика уровня НГК в буферной емкости, контролируемого АСУ ТП. Блок оперативного расчета коэффициента пропорциональности реализует его вычисления по определенной математической зависимости. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности, к автоматическому управлению производительностью установок низкотемпературной сепарации газа (далее установка).

Известен способ автоматического управления производительностью газоконденсатного промысла, который включает установки, соединенные с газосборным коллектором, подключенным к компрессорной станции, при этом к газосборному коллектору первым входом подсоединен регулятор давления газа, а на выходах установок установлены датчики расхода газа, связанные с первыми входами соответствующих регуляторов расхода газа, подключенных к исполнительным механизмам, установленным на входах установок, при этом вторые входы регуляторов расхода газа подсоединены к соответствующим блокам ограничения сигнала, связанным через блок умножения на постоянный коэффициент с выходом регулятора давления, с целью обеспечения поддержания оптимальной величины давления в газосборном коллекторе при переменном газопотреблении, а для повышения экономичности процесса добычи газа и конденсата она снабжена датчиком производительности компрессорной станции и программным задатчиком, вход которого соединен с выходом датчика производительности, а выход задатчика соединен со вторым входом регулятора давления [см. патент SU 744117].

Данный способ поддерживает производительность установок промысла в зависимости от величины отбора газа из коллектора компрессорной станции, к которому подключены выходы установок. При этом функциональная зависимость величины оптимального давления в газосборном коллекторе от производительности компрессорной станции определяется заранее, расчетным или экспериментальным путем, для программного задатчика системы.

Выходной сигнал программного задатчика является уставкой для регулятора давления газа, поддерживающего давление в газосборном коллекторе. Если текущее значение давления газа в коллекторе отклоняется от заданного (оптимального), формируемого программным задатчиком, то регулятор давления отрабатывает выходной сигнал, который через блоки умножения на постоянный коэффициент и блоки ограничения сигнала поступает, как задание, на вход всем регуляторам, поддерживающим расход газа установок промысла. Каждый из этих регуляторов, в свою очередь, управляет клапаном-регулятором, установленным на выходе своей установки. Регулятор сравнивает текущее значение расхода газа через установку с поступившим значением задания из блока ограничения сигнала, и воздействует (если величина разбаланса не равно нулю) на исполнительный механизм клапана регулятора до тех пор, пока приток газа в газосборном коллекторе не уровняет текущее значение давления с оптимальным заданным.

Недостатком указанной системы является то что, производительность установок по газу напрямую привязана к поддержанию оптимального давления в выходном коллекторе газа, и никак не связана с добычей нестабильного газового конденсата (НГК). НГК по сравнению с газом является более ценным продуктом и, как правило, производительность установки поддерживается, в первую очередь, по объему добычи НГК. В результате управление промыслом, обеспечивающего заданный объем добычи по НГК, осуществляется вручную.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ управления установкой низкотемпературной сепарации газа, включающий датчики расхода газа, подсоединенные к первым входам соответствующих регуляторов расхода газа, связанных с исполнительными механизмами на входных линиях установки, идентификатор, соединенный с датчиками расхода газа и конденсата, поступающего в конденсатосборник. С целью поддержания добычи конденсата на уровне текущего конденсатопотребления при минимальном отборе газа за счет повышения точности регулирования, в нем используют регулятор уровня, установленный на конденсатосборнике, и оптимизатор, первый и второй входы которого связаны, соответственно, с идентификатором и регулятором уровня, а выход оптимизатора подсоединен ко вторым входам регуляторов расхода газа [см. патент SU 769240].

Данный способ поддерживает производительность установки по добычи НГК путем контроля его уровня в конденсатосборнике. В случае увеличения отбора НГК потребителем, происходит снижение его уровня в конденсатосборнике. Система фиксирует это отклонение и, используя идентификатор и оптимизатор, производит увеличение задания регулятору расхода газоконденсатной смеси, проходящей через установку, что приводит к увеличению выхода НГК и, соответственно, к повышению его уровня в конденсатосборнике. А в случае уменьшения отбора НГК потребителем, происходит повышение его уровня, система фиксирует это отклонение и, соответственно, производит уменьшения задания регулятору расхода газоконденсатной смеси, проходящей через установку, что приводит к уменьшению выхода НГК и снижению его уровня в конденсатосборнике.

Существенным недостатком данного способа является то, что в нем:

- соблюдение режима работы установки во время переходных процессов является достаточно сложной задачей;

- отсутствует контроль за работой магистрального конденсатопровода (МКП) и магистрального газопровода (МГП).

В условиях Крайнего Севера дальнейшая переработка НГК осуществляется на конденсат-перерабатывающем заводе, который может находиться на значительном расстоянии от газового промысла (до 1000 км). Поэтому для эффективной работы МКП требуется транспортировать НГК по нему в однофазном состоянии, исключая появление газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе, которые могут вызвать серьезные осложнения и стать причиной возникновения аварийных ситуаций [см. например, А.А. Коршак, А.И. Забазнов, В.В. Новоселов и др. Трубопроводный транспорт нестабильного газового конденсата. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994].

На практике приходится останавливать или запускать в работу добывающие газоконденсатные скважины, например, при проведении газогидродинамического исследования скважин, при уточнении значения пластового давления на заданном участке и т.д., что приводит к изменению режима работы установки, и, соответственно, к переходным процессам в ее работе. Во время переходных процессов соблюдение точного режима работы установки является достаточно сложной задачей из-за появления кратковременных изменений по расходу НГК с установки в буферную емкость (конденсатосборник). Очевидно, если производительность установки напрямую зависит от уровня НГК в буферной емкости (конденсатосборнике), кратковременные изменения рабочего уровня НГК в ней приведут к необоснованному изменению задания для установки по расходу газа. А это вызовет не нужную «раскачку» ее режима работы и может повлечь за собой нарушение технологического режима работы установки, что в конечном итоге может повлиять на качество и количество подготавливаемого НГК, а также к появлению газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе.

Отсутствие контроля за работой МКП и МГП затрудняет поддержание их нормального режима работы.

Целью заявляемого изобретения является автоматическое поддержание заданного уровня производительности установки по НГК и стабильного режима работы установки во время переходных процессов в рамках технологических норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом, а также осуществление контроля за работой МКП и МГП.

Техническими результатами, достигаемыми при реализации изобретения, является:

- автоматическое поддержание заданного диспетчером газодобывающего предприятия значения уровня добычи НГК и его необходимого запаса в буферной емкости, гарантирующего бесперебойную работу насосного агрегата;

- контроль давления и расхода газа и НГК, подаваемых в МГП и МКП, в режиме реального времени;

- поддержание стабильного режима работы установки во время переходных процессов, обеспечивая транспортировку НГК по МКП в однофазном состоянии, исключение «раскачки» режима работы установки и появления газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа включает контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессами (АСУ ТП) установки низкотемпературной сепарации газа следующих параметров:

- расхода осушенного газа, поступающего в МГП;

- расхода НГК, поступающего в МКП;

- уровня НГК в буферной емкости;

- давления газа в МГП и давления конденсата в МКП.

Суть способа заключается в том, что задание диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НГК поступает в базу данных (БД) АСУ ТП, которая исполняет его с помощью ПИД-регулятора поддержания расхода НГК в МКП. Для этого на вход задания SP указанного ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, и одновременно, на его вход обратной связи PV подает сигнала ткущего расхода НГК в МКП. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал задания производительности насосного агрегата, который обеспечивает заданный объем подачи НГК из буферной емкости в МКП. При этом указанный ПИД-регулятор реализован на базе АСУ ТП.

Одновременно АСУ ТП следит за уровнем НГК в буферной емкости, который удерживает в заданных пределах с помощью ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК установки. Для этого на вход задания SP указанного ПИД-регулятора подают сигнал текущего расхода НГК в МКП, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал текущего расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа в буферную емкость. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор на своем выходе CV формирует управляющий сигнал, поступающий на клапан-регулятор, управляющий расходом добываемой газоконденсатной смеси, поступающей в блок низкотемпературной сепарации газа. При этом ПИД-регулятор поддержания уровня добычи НГК работает в динамическом режиме, определяемом величиной коэффициента пропорциональности, подаваемого на его вход Кр. А величину коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора непрерывно вычисляет в реальном масштабе времени блок оперативного расчета коэффициента пропорциональности в зависимости от уставок процесса и текущего показания датчика уровня НГК в буферной емкости, контролируемого АСУ ТП.

Если в ходе технологического процесса уровень НГК в буферной емкости достигнет одного из своих предупредительных ограничений (уставок) сверху - L_{макс._пред.} или снизу - L_{мин._пред.}, обозначенных в технологическом регламенте, то АСУ ТП формирует сообщение оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решений об изменении технологического режима работы установки.

Если, несмотря на принятое оператором установки решение, уровень НГК в буферной емкости выйдет за свое ограничение по максимуму - L_макс.или по минимуму - L_мин., определенные в технологическом регламенте уставки, то АСУ ТП формирует об этом сообщение оператору установки для оценки сложившейся ситуации. Одновременно АСУ ТП запускает алгоритм управления процессом, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.

АСУ ТП в режиме реального времени контролирует давление в МГП и в МКП, и случае достижения любым из давлений одной из своих предупредительных уставок, либо по максимуму - P_{макс._пред.}, либо по минимуму - P_{мин._пред.}, определенных технологическим регламентом установки, АСУ ТП формирует сообщение оператору установки для принятия решений по изменению режима работы установки.

Если, несмотря на принятое оператором установки решение, давление в МГП или в МКП выйдет за свое ограничение по максимуму - P_макс., либо по минимуму - P_мин. (уставки), определенные технологическим регламентом установки, то АСУ ТП формирует сообщение оператору установки о сложившейся ситуации. Одновременно АСУ ТП запускает алгоритм работы, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.

На фиг. 1 приведена принципиальная технологическая схема установки и в ней использованы следующие обозначения:

1 - входная линия установки;

2 - клапан-регулятор расхода газа на входе в установку;

3 - АСУ ТП установки;

4 - блок низкотемпературной сепарации газа;

5 - датчик расхода осушенного газа в МГП;

6 - датчик давления газа в МГП;

7 - МГП;

8 - линия выхода НГК из блока низкотемпературной сепарации газа 4;

9 - датчик расхода НГК на выходе блока низкотемпературной сепарации газа 4;

10 - датчик контроля уровня НГК в буферной емкости 11;

11 - буферная емкость НГК;

12 - насосный агрегат подачи НГК в МКП;

13 - датчик контроля расхода НГК в МКП 15;

14 - датчик контроля давления НГК в МКП 15;

15 - МКП.

На фиг. 2 приведена структурная схема автоматического управления производительностью установки и в ней использованы следующие обозначения:

16 - сигнал текущих показаний датчика расхода 13 НГК, подаваемого в МКП 15;

17 - сигнал задания уровня добычи НГК, поступающий из БД АСУ ТП;

18 - сигнал текущих показаний датчика расхода 9 НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа 4 в буферную емкость 11;

19 - сигнал L_буф. текущих показаний датчика уровня 10 НГК в буферной емкости 11;

20 - сигнал L_макс. - значение уставки максимально допустимого уровня в буферной емкости 11;

21 - сигнал L_мин. - значение уставки минимально допустимого уровня в буферной емкости 11;

22 - сигнал К_{п_макс.}- уставка максимального значения коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора поддержания расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа 4 в буферную емкость 11;

23 - сигнал К_{п_мин.} - уставка минимального значения коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора поддержания расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа 4 в буферную емкость 11;

24 - блок оперативного расчета коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора 27;

25 - ПИД-регулятор поддержания расхода НГК в МКП 15;

26 - сигнал управления насосным агрегатом 12;

27 - ПИД-регулятор поддержания расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа 4 в буферную емкость 11;

28 - сигнал управления клапаном-регулятором расхода газа 2.

Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа реализуют следующим образом.

Добываемую газожидкостную смесь через входную линию 1, оснащенную клапаном регулятором расхода газа 2, подают на вход блока низкотемпературной сепарации газа 4. В этом блоке производят очищение газожидкостной смеси от механических примесей, капельной влаги и пластовой жидкости, а так же осуществляют отделение водного раствора ингибитора от НГК. Получаемый НГК через линию выхода 8 блока низкотемпературной сепарации газа 4, оснащенную датчиком расхода НГК 9, отводят в буферную емкость 11, оснащенную датчиком уровня 10. Из буферной емкости 11 НГК транспортируют насосным агрегатом 12 в МКП 15, оснащенный датчиками расхода 13 и давления 14. Осушенный газ из блока низкотемпературной сепарации газа 4 подают в МГП 7, оснащенный датчиками расхода 5 и давления 6.

Задание диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НГК АСУ ТП поддерживает путем соблюдения баланса между отбором НГК из буферной емкости 11 и его поступлением в нее из блока низкотемпературной сепарации газа 4. При этом в буферной емкости 11 АСУ ТП удерживает в заданных границах запас НГК, необходимый для устойчивой работы насосного агрегата 12.

Реализуя указанный процесс, контролируют расход НГК, подаваемого в МКП 15, датчиком расхода 13. Параллельно контролируют расход НГК, подаваемый в буферную емкость 11, датчиком расхода 9, а так же уровень НГК в буферной емкости 11 датчиком уровня 10. Используя показания указанных датчиков, осуществляют регулирование клапаном-регулятором 2 расхода газоконденсатной смеси, поступающей в блок низкотемпературной сепарации газа 4. При этом объем буферной емкости 11 позволяет учесть потенциальную стохастичность параметров добываемой газожидкостной смеси и потенциальную «раскачку» технологического процесса, возникающую во время переходных процессов, что гарантирует стабильную производительность насосного агрегата подачи НГК в МКП.

С учетом сказанного автоматическое управление производительностью установки по НГК реализуют по следующему алгоритму.

Задание диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НГК поступает в БД АСУ ТП, которая исполняет его с помощью ПИД-регулятора 25 поддержания расхода НГК. Для этого на вход обратной связи PV данного ПИД-регулятора подают сигнал 16 - значения текущего расхода НГК в МКП 15, поступающий с датчика расхода 13, а на вход задания SP этого же ПИД-регулятора подают сигнал задания 17 на добычу НГК, поступающий из БД АСУ ТП 3 установки. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор 25 формирует на своем выходе CV управляющий сигнал 26 - задание производительности насосному агрегату 12, который обеспечивает заданный объем подачи НГК в МКП 15. ПИД-регулятор 25 реализован на базе АСУ ТП 3 установки.

Объем поступления НГК в буферную емкость 11 из блока низкотемпературной сепарации газа 4, необходимый для выполнения задания диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НГК, поддерживают с помощью ПИД-регулятора 27 поддержания расхода НГК.

Для управления поступлением НГК в буферную емкость 11 на вход задания SP ПИД-регулятора 27 подают сигнал 16 значения текущего расхода НГК в МКП 15 с датчика расхода 13. А на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал 18 - значения текущего расхода НГК, поступающий с датчика 9, контролирующего расход НГК на выходе блока низкотемпературной сепарации газа 4. Одновременно на вход Кр ПИД-регулятора 27 подается сигнал значения коэффициента пропорциональности К_п, определяющего степень воздействия ПИД-регулятора на клапан-регулятор 2 расхода добываемой газоконденсатной смеси в зависимости от величины разности сигналов 16 текущего расхода НГК в МКП и 18 текущего расхода НГК на выходе блока низкотемпературной сепарации газа. При этом величина коэффициента пропорциональности К_п определяется блоком расчета коэффициента пропорциональности 24 в зависимости от уставок процесса и текущего показания датчика уровня НГК в буферной емкости, контролируемого АСУ ТП. При этом ПИД-регулятор 27 реализован на базе АСУ ТП 3 установки.

Сравнивая входные сигналы и используя вычисленное значение коэффициента пропорциональности, ПИД-регулятор 27 формирует на своем выходе CV управляющий сигнал 28 для клапана-регулятора 2 расхода добываемой газоконденсатной смеси, проходящей через блок низкотемпературной сепарации газа 4. В результате АСУ ТП поддерживает такой объем добычи газожидкостной смеси, при котором разность расхода между выходом НГК из блока 4 и подачей его в МКП 15 будет полностью компенсироваться соответствующим объемом подачи НГК в буферную емкость 11. При этом уровень НГК в буферной емкости имеет ограничения: уставкой минимального уровня L_мин. - 21, и уставкой максимального уровня L_макс. - 20.

Текущее значение коэффициента пропорциональности - К_п для ПИД-регулятора 27 рассчитывается в режиме реального времени блоком оперативного расчета значения коэффициента пропорциональности 24, также реализованном на базе АСУ ТП 3 установки. Значение К_п блок 24 определяет из следующего выражения:

где К_п__макс.и К_{п_мин.} - максимальное и минимальное значение коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора 27, поступающие в виде сигналов 22 и 23 на входы

и

блока расчета 24;

L_буф. - текущее значение уровня жидкости в буферной емкости 11, поступающее в виде сигнала 19 на вход

блока расчета 24;

L_макс., L_мин. - значения верхней и нижней уставки уровня жидкости в буферной емкости 11, которые определяются исходя из ее паспортных данных, и подаются в виде сигналов 20 и 21 на входы

и

блока расчета 24;

Вычисления К_п по этой формуле ограничиваются следующими условиями:

если К_п<К_{п_мин.}, то К_п=К_{п_мин.},

если К_п>К_{п_макс.}, то К_п=К_{п макс.}.

Значения К_{п_мин.} и К_{п_макс.} для ПИД-регулятора 27 задаются при настройке системы управления обслуживающим персоналом с учетом технологических норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом установки.

Используемое для расчетов К_п соотношение (1) позволяет реализовать следующий алгоритм управления. Приближение значения уровня НГК в буферной емкости к ограничениям L_макс. или L_мин. будет вызывать рост коэффициента пропорциональности К_п для ПИД-регулятора 27 к его предельной величине К_{п_макс.}. Соответственно будет возрастать воздействие ПИД-регулятора 27 на клапан-регулятор КР 2. Если значение уровня НГК в буферной емкости окажется в середине диапазона между ограничениями L_макс. и L_мин., то значение коэффициента пропорциональности К_п для ПИД-регулятора 27 сравняется с К_{п_мин.}. Соответственно, воздействие ПИД-регулятора на клапан-регулятор КР 2 будет минимальным. В результате происходит плавное изменение динамики регулирования процесса в зависимости от величины отклонения уровня НГК в буферной емкости 11 от его среднего значения. Как следствие, значительные отклонения уровня НГК в буферной емкости 11, которые возникают при переходных процессах на установке, будут компенсироваться быстрее, что практически исключает выход значения уровня НГК в буферной емкости 11 за установленные ограничения. При этом задание диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НГК, подаваемого в МКП 15, будет строго исполняться. Такой способ управления производительностью установки позволяет исключить излишнюю раскачку технологического процесса, что, в свою очередь, приводит к получению однородного продукта (НГК) со стабильными характеристиками качества.

Если в ходе технологического процесса уровень НГК в буферной емкости 11 выйдет за одно из своих предупредительных ограничений (уставок) - L_{макс._пред.} или L_{мин._пред.}, обозначенных в технологическом регламенте, то АСУ ТП формирует сообщение об этом оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решения по изменению технологического режима работы установки.

Если, несмотря на принятое оператором установки решение, уровень НГК в буферной емкости 11 достигнет своего максимального - L_макс. или минимального - L_мин. ограничительного значения, то АСУ ТП формирует сообщение об этом оператору установки для оценки сложившейся ситуации. Одновременно АСУ ТП запускает алгоритм управления процессом, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.

АСУ ТП 3 в режиме реального времени контролирует параметры давлений в МГП 7 и в МКП 15, используя показания датчиков давлений 6 и 14, соответственно. В случае достижения любым из этих давлений одной из своих предупредительных уставок: сверху - Р_макс.__пред., или снизу - P_{мин._пред.}, определенных технологическим регламентом установки, АСУ ТП 3 формирует об этом сообщение оператору установки для принятия решения по изменению режима работы установки.

Если, несмотря на принятое оператором установки решение, давление в МГП или в МКП достигнет максимального - Р_макс. или минимального - P_мин. граничного значения (уставки), определенных технологическим регламентом установки, то АСУ ТП 3 формирует об этом сообщение оператору установки. Одновременно АСУ ТП запускает алгоритм управления процессом, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.

Настройку используемых ПИД-регуляторов проводит обслуживающий персонал в момент запуска системы в работу под конкретный режим работы установки согласно методу, изложенному, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД-регулятор, ресурс:

http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.

Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном газоконденсатном месторождении на установках комплексной подготовки газа 1В и 2В. Результаты эксплуатации показали его высокую эффективность. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых газоконденсатных месторождениях РФ.

Применение данного способа позволяет в автоматическом режиме:

- поддерживать заданный диспетчером газодобывающего предприятия уровень добычи НГК и его необходимый запас в буферной емкости для бесперебойной работы насосного агрегата;

- контролировать значения давлений и расхода газа и НГК, подаваемых в МГП и МКП, соответственно;

- поддерживать стабильный режим работы установки во время переходных процессов, обеспечивая транспортировку НГК по МКП в однофазном состоянии, исключив при этом «раскачку» режима работы установки и появления газовых пробок - скоплений в конденсатопроводе.

Claims

1. Способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа, включающий контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) установки низкотемпературной сепарации газа расхода осушенного газа, поступающего в магистральный газопровод (МГП), расхода нестабильного газового конденсата (НГК), поступающего в магистральный конденсатопровод (МКП), уровня НГК в буферной емкости, давления газа в МГП и давления конденсата в МКП, отличающийся тем, что задание диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НГК поступает в базу данных (БД АСУ ТП), которая исполняет его с помощью ПИД-регулятора поддержания расхода НГК в МКП, реализованного на базе АСУ ТП, на вход задания SP которого АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, а на его вход обратной связи PV подает сигнал текущего расхода НГК в МКП, сравнивая которые этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал задания производительности насосного агрегата, который обеспечивает заданный объем подачи НГК из буферной емкости в МКП, одновременно АСУ ТП следит за уровнем НГК в буферной емкости, который удерживает в заданных пределах с помощью ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК установки, на вход задания SP которого подает сигнал текущего расхода НГК в МКП, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подает сигнал текущего расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа в буферную емкость, сравнивая которые этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал, поступающий на клапан-регулятор, управляющий расходом добываемой газоконденсатной смеси, поступающей в блок низкотемпературной сепарации газа, при этом ПИД-регулятор поддержания уровня добычи НГК работает в динамическом режиме, определяемом величиной коэффициента пропорциональности К_п, подаваемого на вход этого же ПИД-регулятора и непрерывно рассчитываемого в реальном масштабе времени блоком оперативного расчета коэффициента пропорциональности в зависимости от значения уставок процесса и текущих показаний датчика уровня НГК в буферной емкости, контролируемого АСУ ТП, при этом блок оперативного расчета коэффициента пропорциональности реализует его вычисления по формуле:

при этом если К_п<К_{п_мин.}, то К_п=К_{п_мин.};

а если К_п>К_{п_макс.}, то К_п=К_{п_макс.},

где К_{п_макс.} и К_{п_мин.} ^_ максимальное и минимальное значение коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК;

L_буф. ^_ текущее значение уровня жидкости в буферной емкости;

L_макс., L_мин. ^_ значения максимального и минимального допустимого уровня жидкости в буферной емкости,

а величины К_{п_макс.} и К_{п_мин.} назначаются по итогам газодинамических исследований скважин с учетом проекта разработки месторождения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что если в ходе технологического процесса уровень НГК в буферной емкости достигнет своего верхнего или нижнего предупредительного значения, заданных уставками ограничений, обозначенными в технологическом регламенте, то АСУ ТП формирует сообщение оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решения об изменении технологического режима работы установки.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что если, несмотря на принятое оператором установки решение, уровень НГК в буферной емкости достигнет своего максимального или минимального допустимого значения, заданных уставками ограничения, обозначенными в технологическом регламенте, или выйдет за их рамки, то АСУ ТП сформирует сообщение об этом оператору установки для оценки сложившейся ситуации и запускает алгоритм управления процессом, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что АСУ ТП в режиме реального времени контролирует давление в МГП и в МКП и случае достижения любого из этих давлений одной из своих предупредительных уставок, определенных технологическим регламентом установки, АСУ ТП формирует сообщение оператору установки для принятия решения по изменению ее режима работы.

5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что если, несмотря на принятое оператором установки решение, давление в МГП или в МКП выйдет за границы своего максимального или минимального допустимого значения, заданного соответствующими уставками, определенными технологическим регламентом установки, то АСУ ТП формирует сообщение оператору установки о сложившейся ситуации и запускает алгоритм работы, предусмотренный технологическим регламентом установки для такого случая.