Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НАГРУЗКИ МЕЖДУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ЛИНИЯМИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ГАЗА НА УСТАНОВКАХ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА РФ

Изобретение относится к области добычи и подготовки природного газа валанжинских залежей (далее природный газ) к дальнему транспорту на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) Севера РФ.

На НГКМ Севера РФ производится разработка валанжинских залежей, расположенных на глубине порядка 3500÷3600 м, пластовый газ который содержит значительное количество конденсата, достигающее 300÷350 г/куб метр [см., например, стр. 360, Андреев Е.Б. и др. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа: учебное пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. - 399 с.]. При высоких пластовых давлениях, которые характерны для валанжинских залежей, подготовку газа к дальнему транспорту осуществляют методами низкотемпературной сепарации (НТС) или низкотемпературной абсорбции, которые сводятся к охлаждению природного газа с последующим разделением газоконденсатной смеси на жидкую и газовую фазу.

Технология промысловой обработки природных газов НГКМ севера РФ характеризуется низкой степенью извлечения жидких углеводородов: этана - около 10, пропан-бутанов - 30, компонентов тяжелых углеводородов C_5+В - 95 мас. % от их потенциального содержания в пластовом газе [например, см. стр. 371, Гриценко А.И. и др. Сбор, промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. - 473 с.]. Именно относительно низкий уровень извлечения углеводородов в промысловых условиях НГКМ Севера РФ создал возможность широкого применения технологического процесса НТС на температурном уровне до минус 30°С на УКПГ [например, см. стр. 371-403, Гриценко А.И. и др. Сбор, промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. - 473 с.].

На УКПГ природный газ осушается по влаге и углеводородам до определенных кондиций в соответствии с требованиями и нормами для природного газа холодной климатической зоны по ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам», а конденсат газовый нестабильный (товарный) по СТО Газпром 5.11-2008 «Конденсат газовый нестабильный». Для соблюдения норм и требований этих регламентирующих документов температура в низкотемпературном сепараторе должна поддерживаться на уровне минус 23-30°С. Этот режим работы низкотемпературного сепаратора обеспечивает достижение температуры осушаемого газа на выходе УКПГ близким к температуре грунта, что в условиях Севера гарантирует стационарность состояния системы трубопровод - многолетнемерзлые породы [например, см. стр. 778, Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 880 с.].

Для получения низких температур в УКПГ используют пластовую энергию природного газа или искусственное охлаждение. В первом случае температура природного газа понижается в результате адиабатического расширения (дросселирование), во втором - за счет внешних источников холода (агрегаты воздушного охлаждения, турбодетандерные агрегаты). В начальной и нарастающих стадиях эксплуатации НГКМ, как правило, используют технологические схемы с получением холода за счет дросселирования газа на штуцере.

Согласно технологического процесса сбора и подготовки природного газа к дальнему транспорту природный газ от кустов эксплуатационных скважин поступает в УКПГ - в здание переключающей арматуры. Из него газ через общий коллектор распределяется по нескольким (до 8, а в перспективе - и более) идентичным технологическим линиям (ТЛ) НТС газа [см. стр. 361, Андреев Е.Б. и др. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа: учебное пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. - 399 с.]. Например, на Заполярном НГКМ в УКПГ используются по четыре ТЛ НТС газа.

В процессе эксплуатации, по разным причинам, например, из-за залповых выбросов воды и пескопроявления в скважинах, возникающих при добыче природного газа, из-за коррозии оборудования и т.д., происходит изменение состояния оборудования ТЛ НТС, приводящее к ухудшению качества его работы, в том числе к ухудшению свойств разделения сепараторов. Это увеличивает унос капельной жидкости и механических примесей из них, что приводит к снижению эффективности работы рекуперативных теплообменников (ТО) из-за загрязнения поверхности их теплообменных труб. Происходит образование гидратных и иных отложений в аппаратах УКПГ, что приводит к изменению перепада давления в них и, в конечном итоге, сказывается на эффективности их работы.

Очевидно, что изменение состояния оборудования ТЛ НТС на УКПГ протекает не одинаково. Поэтому фактическое состояние оборудования ТЛ НТС по работоспособности со временем будет отличаться друг от друга. Следовательно, для повышения эффективности процесса подготовки природного газа к дальнему транспорту необходимо осуществлять распределение нагрузки между ТЛ НТС УКПГ в реальном режиме его работы с учетом фактического состояния каждой линий. Это позволит значительно повысить качества подготавливаемого природного газа к дальнему транспорту при соблюдении норм и ограничений технологического регламента УКПГ.

На качество товарной продукции при процессе НТС существенное влияние оказывает изменение температуры в низкотемпературном сепараторе [например, см., А.В. Кравцов и др. Анализ влияния технологических параметров и оптимизация процессов низкотемпературной сепарации. Известия Томского политехнического университета. 2009. Т. 315. №3, стр. 57-60]. Поэтому, при подготовке природного газа к дальнему транспорту, поддержание заданной температуры в низкотемпературном сепараторе, регламентируемое технологическим регламентом УКПГ, имеет первостепенное значение. А это значит, что для получения нестабильного газового конденсата (НГК) на выходе УКПГ с заданными характеристиками необходимо строго соблюдать температурный режим работы низкотемпературного сепаратора в рамках уставок, предусмотренных технологическим регламентом установки. Действительно, снижение температуры в низкотемпературном сепараторе ниже минимальной уставки Т_мин вызывает выделение легких фракций конденсата, что может привести к проблемам при его транспортировке, а повышение температуры в нем выше максимальной уставки Т_макс приведет к неоправданным его потерям.

Известен способ автоматического управления подготовки природного газа на ТЛ НТС газа к дальнему транспорту, который позволяет автоматически поддерживать температуру сепарации газа в низкотемпературном сепараторе, при заданном значении расхода газа по ТЛ НТС, путем изменения степени дросселирования газа на штуцерах, стоящих перед этими сепараторами [см., стр. 111-112, Б.Ф. Тараненко, В.Т. Герман. Автоматическое управление газопромысловыми объектами. М., "Недра", 1976 г., 213 с.].

Недостатком указанного способа является то, что он никак не учитывает фактическое состояние оборудования при распределении нагрузки между ТЛ НТС. Этот фактор снижает эффективность процесса разделения газоконденсатной смеси и приводит к ухудшению качества, как подготовляемого газа, так и НГК к дальнему транспорту.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ автоматического управления подготовки газа на ТЛ НТС газа к дальнему транспорту, который позволяет автоматически поддерживать температуру сепарации газа в низкотемпературном сепараторе, при заданном значении расхода газа по нему путем изменения степени дросселирования газа на штуцерах, стоящих перед этими сепараторами [см. стр. 404, Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов. М., недра, 1983, 424 с.]

Существенным недостатком данного способа является то, что в нем, как и в аналоге, не учитываются изменения состояния оборудования ТЛ НТС, которые происходят в процессе эксплуатации и которые необходимо учитывать при распределении нагрузки между ТЛ НТС. Этот фактор снижает эффективность процесса разделения газоконденсатной смеси и приводит к ухудшению качества, как подготавливаемого газа, так и НГК к дальнему транспорту.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности процесса подготовки природного газа и НГК к дальнему транспорту и улучшение качества подготавливаемой продукции для поставки потребителям.

Техническим результатом, достигаемым от реализации настоящего изобретения, является обеспечение заданной степени извлечения НГК из природного газа на УКПГ при соблюдении норм и ограничений на технологические параметры процесса, установленные технологическим регламентом установки, с одновременным учетом фактического состояния ее оборудования для оптимизации процессов НТС газа.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического распределения нагрузки между ТЛ НТС на УКПГ НГКМ Севере РФ включает контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессами (АСУ ТП) УКПГ:

- расхода осушенного газа, поступающего в магистральный газопровод (МГП);

- расхода НГК, поступающего в магистральный конденсатопровод (МКП);

- автоматическое поддержание температуры сепарации газа в низкотемпературном сепараторе каждой ТЛ НТС при заданном значении расхода газа по нему путем изменения степени дросселирования газа на штуцере, стоящем перед этим сепаратором.

Поставленная цель достигается за счет того, что задание диспетчера газодобывающего предприятия по объему добычи НГК поступает в АСУ ТП УКПГ, которая исполняет задание с помощью пропорционально интегрально дифференцирующего (ПИД) регулятора поддержания расхода НГК в МКП, реализованного на базе АСУ ТП. На вход задания SP этого ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера. Одновременно АСУ ТП подает на его вход обратной связи PV сигнал текущего расхода НГК в МКП. ПИД-регулятор сравнивает эти параметры и формирует на своем выходе CV сигнал задания, который подает на вход задания SP ПИД-регуляторов всех ТЛ НТС газа. Одновременно на вход обратной связи PV этих ПИД-регуляторов АСУ ТП подает сигнал фактического расхода осушенного газа по УКПГ. Также одновременно на вход Kp ПИД-регулятора каждой ТЛ НТС подается значения коэффициента пропорциональности К_{п_i}, где i номер ТЛ НТС, определяющего степень воздействия этого ПИД-регулятора на управляемый им клапан-регулятор (КР) расхода газа по его ТЛ НТС. При этом величина коэффициента пропорциональности К_{п_i} определяется блоком расчета коэффициента пропорциональности ТЛ НТС, в зависимости от текущей температуры в низкотемпературном сепараторе этой линий по показаниям, регистрируемым АСУ ТП с помощью соответствующего датчика температуры, по следующим формулам:

если производительность необходимо повысить, т.е. F_план-F_факт>0, то:

если производительность необходимо понизить, т.е. F_план - F_факт<0, то:

где T_i - текущее значение температуры в низкотемпературном сепараторе i-ой ТЛ НТС, поступающее на вход I.i ее блока расчета коэффициента пропорциональности;

Т_{макс_i} - уставка максимально допустимой температуры в низкотемпературном сепараторе i-ой ТЛ НТС, поступающая на вход I.₂ ее блока расчета коэффициента пропорциональности;

Т_{мин_i} - уставка минимально допустимой температуры в низкотемпературном сепараторе i-ой ТЛ НТС, поступающая на вход I.₃ ее блока расчета коэффициента пропорциональности;

К_{п_макс_i} - уставка максимального значения коэффициента пропорциональности ПИД-регулятора i-ой ТЛ НТС, поступающая на вход I.₄ ее блока расчета коэффициента пропорциональности;

К_{п_мин_i} - уставка минимального значения коэффициента пропорциональности ПИД-регулятора i-ой ТЛ НТС, поступающая на вход I.₅ ее блока расчета коэффициента пропорциональности 24_i.

При этом вычисление К_{п_i} по формулам (1) и (2) ограничивается следующими условиями:

если К_{п_i}<К_{п_мин_i}, то К_{п_i}=К_{п_мин_i},

если К_{п_i}>К_{п_макс_i}, то К_{п_i}=К_{п_макс_i}.

Значения К_{п_мин_i}, К_{п_макс_i}, Т_{макс_i} и Т_{мин_i} задаются при настройке системы управления обслуживающим персоналом с учетом технологических норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом установки.

Если в ходе технологического процесса температура в низкотемпературном сепараторе одой из ТЛ НТС выйдет за границы Т_макс или Т_мин, обозначенные в технологическом регламенте УКПГ, то АСУ ТП формирует сообщение об этом оператору установки для оценки сложившейся ситуации на конкретной ТЛ НТС и принятия решения по изменению технологического режима работы установки.

Если в ходе технологического процесса значение температуры точки росы осушенного газа, поступающего в МГП, достигнет верхней допустимой границы, определенной технологическим регламентом установки, АСУ ТП формирует об этом сообщение оператору установки для принятия решения по изменению режима работы установки.

На фиг. 1 приведена укрупненная принципиальная технологическая схема УКПГ, а на фиг. 2 структурная схема автоматического управления распределением нагрузки между ТЛ НТС УКПГ.

На фиг. 1 использованы следующие обозначения:

1 - коллектор сырого газа;

2_i - входная линия i-ой ТЛ НТС, (i - номер ТЛ НТС, i=1, 2, …, n, где n - число ТЛ НТС на УКПГ);

3_i - сепаратор первой ступени сепарации i-ой ТЛ НТС;

4_i - разделитель жидкостей i-ой ТЛ НТС;

5 - датчик расхода газового конденсата по УКПГ;

6_i - рекуперативный теплообменник (ТО) газ-конденсат i-ой ТЛ НТС;

7_i - рекуперативный ТО газ-газ i-ой ТЛ НТС;

8_i - промежуточный сепаратор сепарации i-ой ТЛ НТС;

9_i - КР расхода газоконденсатной смеси i-ой ТЛ НТС;

10_i - низкотемпературный сепаратор i-ой ТЛ НТС;

11_i - датчики температуры в низкотемпературном сепараторе газа i-ой ТЛ НТС;

12_i - датчик расхода осушенного газа i-ой ТЛ НТС;

13 - датчики температуры точки росы газа осушенного газа;

14 - АСУ ТП УКПГ;

Для простоты на фиг. 1 показаны связи датчиков и КР с АСУ ТП только для 1-ой ТЛ НТС.

На фиг. 2 использованы следующие обозначения:

15 - сигнал фактического расхода НГК по УКПГ, формируемый АСУ ТП по показаниям датчика 5;

16 - сигнал плана добычи НГК по УКПГ, задаваемый оператором установки на основании суточного плана добычи по УКПГ нефтегазодобывающего предприятия, задаваемого диспетчером;

17 - сигнал фактического расхода осушенного газа по УКПГ, значение которого АСУ ТП определяет путем суммирования показания датчиков 12_i;

18_i - сигнал фактической температуры газа, измеряемой датчиком 11_i в низкотемпературном сепараторе 10_i i-ой ТЛ НТС;

19_i - Т_{макс_i} - уставка максимально допустимой температуры в низкотемпературном сепараторе 10_i i-ой ТЛ НТС;

20_i - Т_{мин_i} - уставка минимально допустимой температуры в низкотемпературном сепараторе 10_i i-ой ТЛ НТС;

21_i - К_{п_макс_i} - уставка максимального значения коэффициента пропорциональности ПИД-регулятора 25_i i-ой ТЛ НТС;

22_i - К_{п_мин_i} - уставка минимального значения коэффициента пропорциональности ПИД-регулятора 25_i i-ой ТЛ НТС;

23 - ПИД-регулятор поддержания уровня добычи НГК по УКПГ;

24_i - блок расчета коэффициента пропорциональности i-ой ТЛ НТС;

25_i - ПИД-регулятор, обеспечивающий уровень добычи НГК по i-ой ТЛ НТС;

26_i - сигнал управления, подаваемый на КР расхода природного газа 9_i i-ой ТЛ НТС, подаваемый с ПИД-регулятора 25_i.

Процесс подготовки природного газа к дальнему транспорту на i-ой ТЛ НТС, приведенной на фиг. 1, предусматривает:

- первичную сепарацию природного газа во входном сепараторе 3_i;

- охлаждение входного потока газоконденсатной смеси в рекуперативных ТО газ-газ 7_i потоком охлажденного газа и газ-конденсат 6_i потоком охлажденного конденсата;

- промежуточную сепарацию газоконденсатной смеси в сепараторе 8_i для последующего ее разделения;

- охлаждение газоконденсатной смеси за счет дросселирования потока на КР 9_i;

- окончательную сепарацию охлажденной газоконденсатной смеси в низкотемпературном сепараторе 10_i.

ПИД-регулятор 23 поддержания уровня добычи НГК по УКПГ, блоки расчета коэффициента пропорциональности 24 и ПИД-регуляторы 25, обеспечивающий уровень добычи НТК реализованы на базе АСУ ТП.

Способ автоматического распределения нагрузки между ТЛ НТС на УКПГ НГКМ севера РФ реализуют следующим образом.

Природный газ от кустов эксплуатационных скважин поступает в УКПГ - в здание переключающей арматуры, откуда через коллектор сырого газа 1 распределяется между ТЛ НТС и по входным линиям 2_i подается в сепаратор первой ступени сепарации 3_i, где в нем отделяется жидкая фаза (пластовая вода с растворенным ингибитором и сконденсировавшийся углеводородный конденсат). Отсепарированная газоконденсатная смесь разделяется на два потока, один из которых направляется в рекуперативный ТО газ-газ 7_i, а второй в ТО газ-конденсат 6_i, для рекуперации холода с дросселированного потока газа и отделенного конденсата. Для предупреждения гидратообразования в поток смеси перед ТО впрыскивают ингибитор гидратообразования (на фиг. 1 не показан). Далее потоки охлажденной газожидкостной смеси с выходов ТО 6_i «газ-конденсат» и 7_i «газ-газ» объединяются и объединенный поток поступает на вход промежуточного сепаратора 8_i, где происходит дальнейшее отделение жидкой фазы. С выхода промежуточного сепаратора 8_i газожидкостная смесь через КР расхода 9_i поступает в низкотемпературный сепаратор 10_i, где из потока смеси окончательно отделяются сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водный раствор ингибитора (ВРИ) гидратообразования.

Снижение температуры газоконденсатной смеси в низкотемпературном сепараторе 10_i происходит за счет дросселирования газа на КР расхода 9_i.

Осушенный газ из низкотемпературного сепаратора 10_i проходит через рекуперативный ТО 7_i, где нагревается. С выхода ТО 7_i он подается в МГП, оснащенный датчиком расхода газа 12_i. Жидкая фаза - НГК из низкотемпературного сепаратора 10_i и промежуточного сепаратора 8_i, проходя через рекуперативный ТО 6_i, нагревается и смешивается с жидкой фазой, отводимой из сепаратора 3_i. Этот объединенный поток поступает в трехфазный разделитель жидкостей 4_i. Из него газ выветривания отправляется либо на факел, либо используется на собственные нужды. ВРИ, выводимый из нижней части трехфазного разделителя жидкостей 4_i, направляется на регенерацию в цех регенерации ингибитора УКПГ, а НГК подается в МКП для дальнейшей транспортировки потребителям.

НГК по сравнению с осушенным газом считается более ценным продуктом, поэтому в УКПГ, в первую очередь поддерживают уровень добычи по НГК.

Задание диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НГК АСУ ТП 14 поддерживает путем регулирования расхода природного газа по УКПГ с помощью ПИД-регулятора 23. Для этого АСУ ТП 14 на вход задания SP ПИД-регулятора 23 подает сигнал 16, соответствующий плану добычи НГК по УКПГ. Одновременно АСУ ТП на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подает сигнал 15 с датчика 5, соответствующий значению фактического расхода НГК по УКПГ. Сравнивая эти два сигнала, ПИД-регулятор 23 на своем выходе CV формирует управляющий сигнал, обеспечивающий заданный уровень добычи НГК по УКПГ, который подает на вход задания SP ПИД-регуляторов 25 всех ТЛ НТС. Одновременно на вход обратной связи PV ПИД-регуляторов 25 АСУ ТП 14 подают общий для всех сигнал 17 - значение суммарного расхода осушенного газа по всем ТЛ НТС УКПГ, который определяется путем суммирования показаний датчиков расхода газа 12_i, установленных на каждой i-ой ТЛ НТС. Также одновременно на вход Kp каждого ПИД-регулятора 25, подается индивидуальный сигнал значения коэффициента пропорциональности К_{п_i}, определяющего степень воздействия ПИД-регулятора 25_i на КР 9_i расхода газа по i-ой ТЛ НТС. При этом величина коэффициента пропорциональности К_{п_i} определяется для каждой ТЛ НТС блоками расчета коэффициента пропорциональности 24_i, в зависимости от текущей температуры в низкотемпературных сепараторах 10_i, регистрируемой датчиком температуры 11_i.

ПИД-регулятор 23 поддержания уровня добычи НГК непрерывно контролирует разность значений между планом добычи НГК по УКПГ, поступающим от оператора установки, который задается исходя из суточного плана добычи диспетчером нефтегазодобывающего предприятия F_план и его фактическим значением F_факт, поступающим с датчика 5. Если в результате сравнения выясниться, что F_план - F_факт>0, то на выходе ПИД-регулятора 23 будет сформирован управляющий сигнал на увеличение прохождения газа по установке, если F_план - F_факт<0, то на выходе ПИД-регулятора 23 будет сформирован управляющий сигнал на уменьшение прохождения газа по установке. Этот сигнал поступает на вход задания SP каждого ПИД-регулятора 25_i. В результате производительность по НГК УКПГ будет повышена в первом случае, либо понижена во втором случае ПИД-регуляторами 25_i до планового задания, которое определяется соотношением F_план - F_факт=0. При этом коэффициент пропорциональности К_{п_i} для каждого ПИД-регулятора 25_i будет рассчитан в его блоке 24_i по следующим формулам:

Если производительность необходимо повысить, т.е. F_план - F_факт>0, то:

если производительность необходимо понизить, т.е. F_план - F_факт<0, то:

где T_i - текущее значение температуры, поступающее с датчика температуры 11_i в низкотемпературном сепараторе 10_i, которое поступает в виде сигнала 18_i на вход I.₁ блока расчета расчета коэффициента пропорциональности 24_i;

Т_{макс_i} - уставка максимально допустимой температуры в сепараторе 10_i, поступающая виде сигнала 19_i на вход I.₂ блока расчета коэффициента пропорциональности 24_i;

Т_{мин_i} - уставка минимально допустимой температуры в сепараторе 10_i, поступающей виде сигнала 20_i на вход I.₃ блока расчета коэффициента пропорциональности 24_i;

К_{п_макс_i} - уставка максимального значения коэффициента пропорциональности ПИД-регулятора 25_i, поступающая в виде сигнала 21_i на вход I.₄ блока расчета коэффициента пропорциональности 24_i;

К_{п_мин_i} - уставка минимального значения коэффициента пропорциональности, поступающая в виде сигнала 22_i на вход I.₅ блока расчета коэффициента пропорциональности 24_i;

Вычисление К_{п_i} по формулам (1) и (2) ограничиваются следующими условиями:

если К_{п_i}<К_{п_мин_i},_{_} то К_{п_i} = К_{п_мин_i},

если К_{п_i}>К_{п_макс_i}, то К_{п_i}=К_{п_макс_i}.

Значения К_{п_мин_i}, К_{п_макс_i}, Т_{макс_i} и Т_{мин_i} задаются при настройке системы управления обслуживающим персоналом с учетом технологических норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом установки.

Такой способ управления производительностью установки позволяет распределить нагрузку между ТЛ НТС с учетом их состояния в зависимости от температуры в низкотемпературном сепараторе 10_i, что, в свою очередь, приводит к получению НГК и газа с существенно более стабильными характеристиками качества.

Если в ходе технологического процесса температура в низкотемпературном сепараторе 10_i выйдет за Т_{макс_i} или Т_{мин_i}, обозначенных в технологическом регламенте УКПГ, то АСУ ТП 14 формирует сообщение об этом оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решения по изменению технологического режима работы установки.

АСУ ТП 14 в режиме реального времени контролирует параметры температуры точки росы, используя показания датчика 13. В случае достижения значения температуры точки росы своей верхней (Т_{р_max}) границы, определенной технологическим регламентом установки, АСУ ТП 14 формирует об этом сообщение оператору установки для принятия решения по изменению режима работы установки.

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 распределения нагрузки между ТЛ НТС на УКПГ НГКМ реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном НГКМ на УКПГ 1В, УКПГ 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 обеспечить заданную степень извлечения НГК из природного газа на УКПГ в начальной и нарастающих стадиях эксплуатации НГКМ при соблюдении норм и ограничений на технологические параметры процесса, предъявляемые технологическим регламентом установки, обеспечивая заданное качество подготовки природного газа для дальнего транспорта с одновременным учетом фактического состояния оборудования установки.