автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.07, диссертация на тему:Разработка метода оптимального автоматического управления процессами обезвоживания и обессоливания нефтей

ВВЕДЕНИЕ

1.ПРОЦЕССЫ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОЕЕССОЖВАНИЯ НЕФТИ КАК ОБЪЕКТЫ ОПТИМАЛЬНОГО АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

1.1.Водонефтяные эмульсии и их свойства

1.2.Технологические процессы обезвоживания и обессо-ливания нефти как объекты управления

1.3.Критерий оптимизации и формализация задачи оптимального управления

1.4.Современное состояние проблемы разработки системы оптимального автоматического управления про- 24 цессами обезвоживания и обессрливания нефтей

1.5.Декомпозиция задачи разработки системы оптимального автоматического управления процессами обезвоживания и обессоливания нефтей

2.РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

ПРОЦЕССОМ ДЕСТАБИЛИЗАЦИИ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ

2.1.Процесс дестабилизации водонефтяной эмульсии как объект управления. Существующее положение

2.2.Динамическая модель процесса дестабилизации водонефтяной эмульсии

2.3.Параметризация и идентификация закона управления процессом дестабилизации водонефтяной эмульсии

2.4.Экспериментальная проверка закона управления процессом дестабилизации водонефтяной эмульсии

2.5.Система управления процессом дестабилизации водонефтяной эмульсии

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАКОНОВ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССАМИ РАЗДЕЛЕНИЯ ЭМУЛЬСИИ В ДЕГИДРАТОРАХ 60 3.I.Процесс разделения Еодонефтяной эмульсии е деги.цраторе как объект управления

3.2.Определение функции передачи для дегидраторов с вое ходящим потоком сырья

3.3.Параметризация закона управления процессом

разделения эмульсии е дегидраторах

3.4.Экспериментальная проверка закона управления процессом разделения водонефтяной эму- 82 льсии е дегидраторах

4. ОПТИМАЛЬНОЕ АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССОМ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ

4.1. Идентификация закона управления процессом разделения эмульсии в дегидраторах в условиях полной и неполной информации о сырье

4.2.Декомпозиция задачи оптимизации процесса обезвоживания нефти

4.3.Оптимальное распределение сырья е схеме из параллельно соединенных аппаратов

4.4.Оптимальное управление процессом обезвоживания нефти е целом 100 4.5.Система оптимального автоматического управления процессом обезвоживания нефти

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАКОНА УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ 0ЕЕСС0

ЛИВАНИЯ НЕФТИ

5.1.Существующее положение в области разработки систем автоматического управления процессом обессолиЕания нефти

5.2.Математическая модель процесса обессоливания нефти

5.3.Параметризация и идентификация закона управления процессом обессоливания нефти

5.4.Стабилизация процесса обессолиЕания нефти по качеству товарной продукции

6. ОПТИМАЛЬНОЕ АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССОМ

ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ

6.1.Декомпозиция задачи оптимального управления процессом обессоливания нефти

6.2.Оптимальное распределение сырья и промъгеочной воды при обессоливании нефти

6.3.Стабилизация процесса обессоливания, содержащего параллельные технологические цепочки, по качеству товарной продукции

6.4.Оптимизация суммарного расхода промывочной воды и температуры подогрева нефти

6.5.Система оптимального автоматического управления процессом обессоливания нефти

6.6.Особенности реализации системы оптимального автоматического управления процессами обез

ЕожиЕания и обессоливания нефтей ЗАКЛЮЧЕНИЕ

РАБОТЫ, ОПУБЛИКОВАННЫЕ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

ВЫСТУПЛЕНИЯ НА СОВЕЩАНИЯХ И КОНФЕРЕНЦИЯХ

Актуальность темы. В постановлениях партии и правительства о дальнейших направлениях развития науки и техники указано на необходимость ". всемерного развития работ по созданию автоматизированных технологических комплексов и предприятий на базе вычислительной техники". В соответствии с этим Миннефтепромом СССР определены первоочередные объекты, на которых намечено осуществить мероприятия по разработке и внедрению АСУТП на период до 1990 г. Среди таких объектов названы технологические комплексы подготовки нефти, являвшиеся наиболее крупнотоннажными объектами в нефтяной промышленности. Ежегодно на этих комплексах обрабатывается свыше миллиарда тонн водонефтяной эмульсии, к качеству обезвоживания и обессолиЕания которой предъявляются все более высокие требования.

Неуклонный рост обводненности добываемой нефти, увеличение доли тяжелых нефтей со стойкими эмульсиями, освоение новых месторождений е малонаселенных и труднодоступных районах, нехватка квалифицированного персонала - вот далеко не полный перечень факторов, которые определяют сегодня важность и актуальность проблемы оптимального автоматического управления процессами обезвоживания и обессоливания нефтей на промыслах. Несмотря на то, что названная проблема не нова для нефтяной промышленности, ее решение сегодня еще далеко от завершения. Такое положение дел связано с объективными трудностями, возникающими из-за недостаточной изученности процессов подготовки нефтей и отсутствия адекватных моделей, которые можно использовать при решении задач стабилизации и оптимизации этих процессов.

Целью работы является разработка метода оптимального автоматического управления процессами обезвоживания и обессоливания нефтей, законоЕ управления и алгоритмов стабилизации и оптимизации этих процессов .

Метода исследования основаны на использовании осноеных физических закономерностей процессов, протекающих при обезвоживании и обессоливания нефтей, применении аппарата теории вероятности и математической статистики, методов численного моделирования,идентификации и оптимизации динамических систем регулирования.

Научная новизна. Сформулированы основные принципы, которые положены в основу разработки систем оптимального автоматического управления процессами обезвоживания и обессоливания нефтей. Определены законы управления процессами дестабилизации эмульсии, разделения эмульсии, смешения в нефти пластовой и промывочной воды, а также обезвоживания и обессоливания нефти в целом для случаев полной и неполной информации о параметрах сырья. Решена задача оптимального распределения сырья между параллельно соединенными дегидраторами. Решены задачи оптимального распределения промывочной еоды и сырья между параллельными технологическими цепочкам обессоливания. Поставлены задачи стабилизации процессов обезвоживания и обессоливания нефтей по качеству товарной продукции и предложены алгоритмы их решения. Разработаны алгоритмы оптимального управления процессами обезвоживания и обессоливания нефтей. Основные теоретические выводы работы подтверждены результатами экпериментальной проверки.

Практическая ценность. Основные положения диссертационной работы использованы в разрабатываемом институтом "Гипровостокнефть" заказ-наряде 82-2510 "Разработка и внедрение алгоритмов и программ по моделированию и оптимизации технологических процессов подготовки нефти", выполняемом в соответствии с постановлением ЦК КПСС и СМ СССР JG 682 от 22 июля 1982 г. "О развитии работ по автоматизации машин, оборудования и приборов с применением микропроцессорных средсть и создания на этой базе автоматизированных предприятий и технологических комплексов". Расчетный экономический эффект от внедрения заказ-наряда на одной установке подготовки нефти составляет 114,1 тыс.руб.в год. Данная работа включена в координационный план Миннефтепрома СССР на 1982-1986 г.

Разработанные положения могут быть использованы как в нефтяной, так и в нефтехимической промышленности при разработке автоматизированных систем управления технологическими процессами обезвоживания и обессоливания нефтей.

Реализация результатов работы. Отдельные положения диссертационной работы внедрены на предприятиях производственного объединения "Куйбышевнефть" при проведении институтом "Гищюеосток-нефть" научно-исследовательских работ по теме "Разработка комплексов задач оптимального управления технологическими процессами в области добычи нефти и газа и технических средств контроля и управления технологическими процессами для организационно-технологической АСУ КЕДУ" в период с 1977 по 1981 г. Суммарный подтвержденный экономический эффект от внедрения этих работ составил 269 тыс.руб.

В диссертационную работу включены теоретические и экспериментальные исследования автора, выполненные за период проведения тематических работ в институте "Гипровостокнефть" с 1977 по 1983 г. и в процессе учебы в заочной аспирантуре при Московском институте нефтехимической и газовой промышленности им.И.М.Губкина с 1979 по 1983 г.

Основные результаты диссертации опубликованы в 12 печатных работах, защищены 2 авторскими свидетельствами, доложены на 5 всесоюзных и республиканских и 5 областных и межвузовских конференциях.

I. ПРОЦЕССЫ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ КАК ОБЪЕКТЫ ОПТИМАЛЬНОГО АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

В начале главы кратко изложены основные свойства водонефтя-ных эмульсий, необходимые при последующем анализе технологических схем и их математических моделей. Описана принципиальная структурная схема процессов обезвоживания и обессоливания нефтей и проведен анализ этих процессов как объектов автоматического управления. Рассмотрена общая схема двухуровневой системы оптимального автоматического управления процессами подготовки нефти и проанализирована принципиальная блочная структура построения второго уровня управления.

В качестве критерия оптимизации выбрана величина приведенного дохода предприятия. На основе анализа этого критерия сделан вывод, что оптимальное управление процессами подготовки нефти должно обеспечивать оптимальное ведение процесса в каждый момент времени. Формализация задачи оптимального управления приводит к постановке ее в виде задачи максимизации критерия оптимальности при дополнительных условиях, определяемых математическими моделями процесса и технологическими условиями его ведения.

Дан краткий обзор существующего положения в области разработки систем автоматического оптимального управления процессами обезвоживания и обессоливания нефтей и показано, что основным сдерживающим фактором в решении этой проблемы является отсутствие приемлемых математических моделей, которые могли бы служить основой для построения законов управления этими процессами.

На основе системного анализа разработки метода оптимального автоматического управления процессами обезвоживания и обессоливания нефти сделана декомпозиция всей проблемы, выделены этапы ее решения и прослежены связи между ними. Полученная в результате схема последовательности выполнения отдельных этапов работ положена е основу плана изложения последующего материала.

Основные положения настоящей главы представлены в работах [ 1-3, 6-9] , опубликованных по теме диссертации, и доложены на конференциях [ 1-10 ] .

Основные результаты по главе I.

1. Построена принципиальная блочная структура организации двухуровневой системы оптимального автоматического управления процессами обезвоживания и обессоливания нефти.

2. Задача оптимального управления процессами обезвоживания и обессоливания нефти сформулирована в виде задачи максимизации величины приведенного дохода предприятия при дополнительных ограничениях на управляющие и выходные параметры процесса.

3. Проведена многоуровневая декомпозиция задачи построения системы оптимального автоматического управления процессами обезвоживания и обессоливания нефти.

4. Осуществлено деление управляющих параметров на "быстрые" и "медленные" и поставлена задача стабилизации процессов обезвоживания и обессоливания по качеству товарной нефти.

5. Сформулирован принцип (метод) построения системы управления для "быстрых" и "медленных" процессов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании проведенных исследований получены следующие результаты:

1. Сформулированы основные принципы построения систем оптимального автоматического управления процессами обезвоживания и обессоливания нефтей.

2. Уточнена математическая модель процесса дестабилизации водонефтяной эмульсии. Определен и экспериментально подтвержден закон управления процессом дестабилизации эмульсии при полной и неполной информации о сырье.

3. Произведено уточнение математической модели дегидратора, позволившее учитывать неоднородность распределения скорости потока нефти по сечению аппарата.

4. Определены и экспериментально подтверждены законы управления процессом разделения эмульсии в дегидраторах для случаев полной и неполной информации о сырье.

5. Разработаны алгоритмы идентификации законов управления процессом разделения эмульсии е дегидраторах при полной и неполной информации о сырье.

6. Осуществлена параметризация закона управления процессом обессоливания нефти. Предложен алгоритм идентификации.

7. Решена задача оптимального распределения сырья между параллельно работающими дегидраторами.

8. Решена задача оптимизации процесса обезвоживания нефти, содержащего параллельно соединенные дегидраторы.

9. Определены законы оптимального распределения промывочной воды и нефти в схеме из параллельно соединенных цепочек обессоливания.

10. Задача оптимизации процесса обессоливания нефти, содержащего одну технологическую цепочку, сведена к задаче стабилизации этого процесса по качеству товарной продукции.

11. Решена задача стабилизации по качеству товарной продукции процесса обессоливания нефти, содержащего параллельно соединенные технологические цепочки.

12. Решена задача оптимизации процесса обессоливания нефти, содержащего параллельно соединенные технологические цепочки.

13. Предложены системы оптимального автоматического управления процессами обезвоживания и обессоливания нефти, новизна технических решений которых подтверждена ДЕумя авторскими свидетельствами.

14. Даны рекомендации по технической реализации систем оптимального автоматического управления процессами обезвоживания и обессоливания нефтей на действующих установках подготовки нефти.

15. Суммарный подтвержденный экономический эффект от внедрения результатов работы на предприятиях производственного объединения "Куйбышевнефть" составил 386 тыс. руб.

РАБОТЫ, ОПУБЛИКОВАННЫЕ ПО ТЕШ ДИССЕРТАЦИИ

1. Черек A.M. Статистическое исследование и моделирование процессов обезвоживания и обессоливания нефти. - В кн.: Автоматизированные системы управления в добыче нефти. Тр.Гипровосток-нефти, вып.XXXI. - Куйбышев, 1978, с.22-28.

2. Черек A.M. О елиянии качества управления процессами подготовки нефти на величину дисперсии выходной переменной. - В кн.: Автоматизированные системы управления в добыче нефти. Тр. Гипровостокнефти, вып.XXXI. - Куйбышев, 1978, с.28-30.

3. Золотов В.П., Черек A.M. Гидростатический влагомер нефти. - В кн.: Автоматизированные системы управления в добыче нефти. Тр.Гипровостокнефти, еып.ХХУ, - Куйбышев, 1975, с.134-139.

4. А.С. 585209 (СССР). Устройство .для регулирования процесса деэмульсации нефти./A.M.Черек, А.П.Коробов, В.С.Семенов. - Опубл. в Б.И., 1977, Jfc 47.

5. А.С. 1000454 (СССР). Способ управления процессом деэмульсации нефти./A.M.Черек, А.П.Коробов, В.И.Логинов .-Опубл. в Б.И., 1983, J6 8.

6. Коробов А.П., Трофимова Г.В., Золотов В.П., Черек A.M. Система оптимального управления непрерывными технологическими процессами в нефтедобыче. - В кн.: Автоматизированные системы управления технологическими процессами. Тез.докл.обл.межотр. науч.-техн.семинара. - Куйбышев, 1977, с.3-4.

7. Коробов А.П., Трофимова Г.В., Лихушин Э.К., Ширяев Л.А., Черек A.M. Разработка и внедрение комплекса задач (программ) оптимального управления технологическими процессами е области добычи нефти и газа на предприятиях объединения "КуйбышеЕнефть". Тез.Всесоюз.науч.-техн.конф. "Опыт разработки, перспективы развития и внедрения автоматизированных систем управления в нефтяной и нефтехимической промышленности", ЦНИИТЭИприборостроения, М., 1977, с.29-30.

8. Коробов А.П., КоЕаленко А.Г., Лихушин Э.К., Трофимова Г.В., Черек A.M. Математическое моделирование технологических процессов в добыче нефти. - Тез.Всесоюз.науч.-техн.конф. "Проблемы создания и опыт внедрения автоматизированных систем управления е нефтяной, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности", ЦНИИТЭИприборостроения, М., 1980, с.37-38.

9. Логинов В.И., Черек A.M., Бахмурова Л.Г. Моделирование и оптимизация процесса обезвоживания нефти. - Тез.докл.респ. науч.-техн.семинара "Проблемы автоматизации процессов разработки нефтяных месторождений". - Казань, 1983, с.39.

Ю.Логинов В.И., Черек A.M. Постановка и решение задачи оптимизации параллельно соединенных отстойников и 6локое по обезвоживанию нефти. - Тез.докл.респ.науч.-техн.семинара "Проблемы автоматизации процессов разработки нефтяных месторождений". -Казань, 1983, с.40.

11.Коробов А.П., Черек A.M., Трофимова Г.В., Бахмурова Л.Г. Опыт разработки и Енедрения на предприятиях объединения "В^йбы-шевнефть" системы оптимального управления технологическими процессами подготовки нефти. - Тез.докл.респ.науч.-техн.семинара "Проблемы автоматизации процессов разработки нефтяных месторождений". - Казань, 1983, с.41.

12. Черек A.M., Бахмурова Л.Г. Моделирование, исследование и оптимизация процессов коалесценции и разделения эмульсии. Куйбышев, 1983 , 8 с. ^копись деп.во ВНШОЭНГ, 19 апреля 1984 г., № 1022нг-Д-83.

ШСТУГШЕНИЯ НА СОВЕЩАНИЯХ И КОНФЕРЕНЦИЯХ:

1. Всесоюзная научно-техническая конференция "Опыт разработки, перспективы развития и внедрения автоматизированных систем управления в нефтяной и нефтехимической промышленности? г.Баку, 1977 г.

2. Всесоюзная научно-техническая конференция "Проблемы создания и опыт внедрения автоматизированных систем управления в нефтяной, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности", г.Баку, 1980 г.

3. Всесоюзное совещание "Состояние и перспективы развития автоматизации объектов подготовки нефти, газа и воды", г.Казань, 1981 г.

4. Всесоюзное научно-техническое совещание "Оптимизация процессов обессоливания нефти на промыслах", г.Ивано-Франковск, 1983 г.

5. Республиканский научно-технический семинар "Проблемы автоматизации процессов разработки нефтяных месторождений", г.Казань, 1983 г.

6. Областной межотраслевой научно-технический семинар "Автоматизированные системы управления технологическими процессами", г.Куйбышев, 1977 г.

7. Областное совещание "Автоматизированные системы управления технологическими процессами в химической и нефтехимической промышленности", г.Куйбышев, 1979 г.

8. Областное совещание "Итоги работы и пути повышения эффективности внедрения АСУ-нефть", г.Куйбышев, 1983 г.

9. 4-ая научно-техническая конференция факультета математических знаний. Куйбышевский политехнический институт им.В.В.Куй-бышева, 1979 г.

10. УШ научно-техническая конференция факультета математических знаний. Куйбышевский политехнический институт им.В.Б.Куйбышева, 1983 г.

1. Логинов Б.И. Обезвоживание и обессоливание нефтей. - М.: Химия, 1979, 216 с.

2. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. М.:Недра, 1982, 221 с.

3. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества. Свойства и применение. Л.:Химия, 1975, 326 с.

4. Мансуров Р.И., Ручкина P.M., Позднышев Г.Н. Об устойчивости водонефтяных эмульсий. Нефтяное хозяйство, 1977, 9, с.41-43.

5. Позднышев Г.Н., Петров А.А. Природные стабилизаторы и устойчивость нефтяных эмульсий. Тр.ТатНИПИнефти. Куйбышев:Кн. изд-во, вып.19, 1971, с.214-223.

6. Капиллярная химия./Пер.с япон.под ред.К.Тамару. М.:Мир, 1983, 272 с.

7. Сюняев З.И. Нефтяные дисперсные системы. Уч.пос. М.: МИНХ и ГП, 1981, 84 с.

8. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа. М.:Недра, 1978, 279 с.

9. Нефти СССР. Справочник. М.-.Химия, 1972. Т.2: Нефти Среднего и Нижнего Поволжья, 1972, 391 с.

10. Нефти СССР. Справочник. Дополнительный том. Физико-химическая характеристика нефтей СССР. М.:Химия, 1975, 88 с.

11. П.Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М.:Физмат-гиз, 1959, 700 с.

12. Нигматулин Р.И. Основы механики гетерогенных сред. М.: Наука, 1978, 336 с.

13. Адамсон А. Физическая химия поверхностей./Пер.с англ. -М.:Мир, 1979, 568 с.

14. Хаппелъ Дж., Бреннер Г. Гидродинамика при малых числах Рейнольдса./Пер.с англ.под ред.Буевича Ю.А. М.:Мир, 1976, 630 с.

15. Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. -М.:Недра, 1973, 375 с.

16. Каспарьянц К.С., Кузин В.И., Григорьян Л.Г. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа. М.: Недра, 1977, 254 с.

17. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М.:Недра, 1981, 261 с.

18. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. М.:Недра, 1977, 271 с.

19. ЛобкоЕ A.M. Сбор и обработка нефти и газа на промысле. -М.:Недра, 1968, 294 с.

20. Петров А.А. и др. Сбор, подготовка нефти и очистка сточных вод. Куйбышев:Кн.изд-во, 1969, 128 с.

21. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и метода их разрушения. М.:Химия, 1967, 200 с.

22. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. -М.:Недра, 1979, 319 с.

23. Основы управления технологическими процессами./Под ред. Райбмана Н.С. М.:Наука, 1978, 440 с.

24. Бояринов А.И., Кафаров В.В. Метода оптимизации в химической технологии. М.:Химия, 1969, 564 с.

25. Юдин Д.Б. Математические метода управления в условиях неполной информации. М.:Советское радио, 1974, 400 с.

26. Островский Г.М., Волин Ю.М. Методы оптимизации сложных химико-технологических схем. М.:Химия, 1970, 328 с.

27. Акимов В.Ф. и .др. Автоматизация промысловой подготовки нефти и транспорта газа. М.:Гостоптехиздат, 1963, 167 с.

28. Гинзбург М.Я., Алиев К.М., Фракфурт Я.М. К вопросу автоматизации процессов деэмульсации нефтей. В сб:Техника и технология бурения и добычи нефти, вып.1. - Аз.ИНТИ, 196I, с.42-46.

29. Овчинников В.И., Голицын В.М., Чернышев B.C. К выбору параметров автоматического регулирования процесса подготовки нефти. Тр.СПКБ "Нефтехимпромавтоматика", вып.2, Казань, 1972, с.32-42.

30. Латифуллин Р.Н., Стромский В.А., Нигматуллин P.M. О контроле качественных параметров установок подготовки нефти и очистки пластовых сточных вод. РНТС ВНИИОЭНГ.Сер."Автоматизацияи телемеханизация нефтяной промышленности", 1975, № I, с.7-9.

31. Голицын В.М. Контроль процессов подготовки нефти на промыслах. М.:Недра, 1972, 144 с.

32. Латифуллин Р.Н. и .др. Исследование установок подготовки нефти и воды как объектов автоматического управления. РНТС ВНИИОЭНГ.Сер."Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности", 1974, № I, с.6-10.

33. Латифуллин Р.Н., Стромский В.А., Голицын В.М. Структура алгоритмов системы управления установками подготовки нефти, газа и вода. В сб.:Управление процессами при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений". - Казань, 1974, с. 102-107.

34. Латифуллин Р.Н. Автоматизированная система управления технологическими процессами подготовки нефти, газа и еоды на промыслах. Автореф.Дис. . канд.техн.наук. - Куйбышев, 1975, .22 с.

35. Чернышев B.C. Исследование и разработка ИИС оперативного управления технологическими процессами подготовки нефти, газа и воды. Автореф.Дис. . канд.техн.наук. - Куйбышев, 1978, 20 с.

36. Амирханов Р.Х., Цурутдинов А.Х., Хурматов М.Х. Автоматизированный сбор и обработка информации на объектах подготовки нефти. РНТС ВНШОЭНГ.Сер."Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности", 1979, № 6, с.29-30.

37. Кабардин Г.А. и .др. К вопросу оптимизации технологических процессов подготовки нефти и очистки пластовых вод. В сб.: Управление процессами при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. - Казань, 1974, с.95-101.

38. Булгаков Р.Т. и др. Моделирование процесса обессоливания нефти. В сб.:Вопросы интенсификации процессов добычи и совершенствования технологии подготовки нефти. - Альметьевск,1973, с.139-146.

39. Динеев Р.Д., Седунов В.П., Русанов Н.Н. К обоснованию выбора управляющих параметров установок подготовки нефти. В сб.: Применение математических методов на базе ЭЕМ в управлении нефтедобывающим предприятием. - Альметьевск, 1974, с.55-59.

40. Коробов А.П. и др. Применение методов планирования эк-перимента при исследовании процессов подготовки нефти. В кн.: Автоматизированные системы управления в добыче нефти. Тр.Гипровостокнефти, вып.XX. - Куйбышев, 1973, с.91-95.

41. Трофимова Г.В. Математическое моделирование технологического процесса подготовки нефти. В кн.:Автоматизированные системы управления в добыче нефти. Тр.Гипровостокнефти, вып.ХХУ. -Куйбышев, 1975, с.84-87.

42. Коробов А.П., Трофимова Г.В., Еранов Г.В. Автоматизированная система управления технологическим процессом подготовки нефти. В кн.:Автоматизированные системы управления в добыче нефти. Тр.Гипровостокнефти, вып.ХХУ. - Куйбышев, 1975, с.79-84.

43. Разработка комплексов задач оптимального управления технологическими процессами в области добычи нефти и газа: Отчет "Гипровостокнефти". Руководитель работы А.П.Коробов. 26-76;

44. ГР 76032440. Куйбышев, 1977, 106 с.

45. Коробов А.П., Золотов В.П. Оптимизатор для управления технологическими процессами в нефтяной промышленности. В кн.: Автоматизированные системы управления в добыче нефти. Тр.Гипровостокнефти, вып.XXXI. - Куйбышев, 1978, с.94-99.

46. Путохин B.C. Математическое моделирование технологического процесса обезвоживания нефти на промыслах. В сб.:Нефть и газ, М.:МИНХ и ГП, 1977, с.37-42.

47. Путохин B.C. Координация в системах управления с иерархической структурой (на примере промысловой подготовки нефти). Автореф.Дис. . канд.техн.наук. М., 1978, 20 с.

48. Путохин B.C. Статистическая модель управления процессом подготовки нефти. РБТС ВНШОЭНГ. Сер."Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности", 1979, Jfc 9, с.9-12.

49. Путохин B.C. Управление технологическим режимом блока обессоливания нефти. РНТС ВНШОЭНГ. Сер."Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности", 1980, J6 6, с.3-5.

50. Путохин B.C. Оптимизация технологического процесса обезвоживания нефти. РНТС ВНШОЭНГ. Сер. "Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности", 1980, № 4, с.28-30.

51. Кабардин Г.А. и др. К вопросу оптимизации технологических процессов подготовки нефти и очистки пластовых вод. В кн.: Управление процессами при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. - Казань:Изд-е0 Казан.ун-та, 1974, с.95-101.

52. Тарасов М.Ю. Исследование условий обезвоживания высоко-еязкой нефти Русского месторождения с использованием углеводородных разбавителей. РНТС ВНШОЭНГ. Сер. "Нефтепромысловое дело", 1980, J& 4, с.42-43.

53. Абдуллаев А.А., Мехтиев М.А., Рзаев А.Г. Система оптимального управления процессами обезвоживания и обессоливания нефтяной эмульсии. РБТС ВНШОЭНГ. Сер."Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности", 1980, № 5, с.15-17.

54. Рзаев А.Г. Оптимизация технологических процессов термохимического обезвоживания и обессоливания нефти. РНТС ВШИОЭНГ. Сер."Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности", 1981, № 3, с.14-16.

55. Зыков В.В., Савватеев Ю.И. Математическое моделирование процесса частичного обезвоживания нефти. Межвуз.темат.сб.Тю-мен. индустр.ин-та, 1979, В 70, с.212-218.

56. Абдуллаег Ф.М. и др. Синтез алгоритмов оптимального управления процессами комплексной подготовки нефти. PHIC ЕНШОЭНГ. Сер."Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности", 1981, № I, с.14-16.

57. Жданов А.И. Оценивание параметров стохастических линейных динамических систем по неполным данным (дискретное Еремя). -Автореф.Дис. . канд.техн.наук. М.,1983, 23 с.

58. Мансуров Р.И., Ильясова Е.З. О влиянии прочности межфазных пленок водонефтяных эмульсий на расход реагента-деэмульгатора. Нефтяной хозяйство, 1980, № 5, с.47-48.

59. Муравьев И.М., Ибрагимов Г.З. О влиянии газовой фазы на образование водонефтяных эмульсий. Изв.ВУЗ.Сер."Нефть и газ", 1967, № II, с.17-19.

60. Патент США № 3346508, кл.252-328. Способ разрушения эгду-льсий сырой нефти./Г.Томеон, 1967.

61. А.С.850650 (СССР). Устройство для регулирования процесса деэмульсации нефти./М.И.Зингер и .др. Опубл.в Б.И., 1981, № 28.

62. А.С.694530 (СССР). Способ управления процессом обезвоживания нефти на стадии отстоя./Ф.М.Абдуллаев и др. Опубл. в Б. И., 1979, № 40.

63. А.С.861394 (СССР). Устройство .для регулирования процесса предварительного обезвоживания нефти./О.М.Пак, М.И.Зингер, Г.А.Каспер и Л.Ш.Хафизов. Опубл.в Б.И., 1981, В 33.

64. А.С.916532 (СССР). Способ управления процессом обезвоживания нефтяной эмульсии./М.А.Мехтиев, АЛЧРзаев и В.И.Лощенов.-Опубл.в Б.И., 1982, № 12.

65. Косовский Б.И. Исследование и разработка систем управления процессами электрообессолиЕания и обезвоживания. Автореф. Дис. . канд.техн.наук. - Рязань, 1970, 21 с.

66. Логинов В.И. Основные закономерности процесса разрушения водонефтяной эмульсии при помощи деэмульгатора. Нефтяное хозяйство, 1972, J6 12, с.39-40.

67. Шлихтинг Г. Теория пограничного слоя./Пер.с англ.под ред.Лойцанского Л.Г. М.:Наука, 1969, 429 с.

68. Бабалян Г.А., Ахмадеев М.К. О диффузионных свойствах де-эмульгаторов и возможном их влиянии на деэмульсацию. Нефтяное хозяйство, 1970, J6 2, с.61-65.

69. Мансуров Р.И., Ручкина P.M., Позднышев Г.Н. Методика определения степени разрушения водонефтяных эмульсий. Уфа, 1976, II с.

70. Мансуров Р.И., Ручкина P.M., Позднышев Г.Н. Об устойчивости Еодонефтяных эмульсий. Нефтяное хозяйство, 1977, № 9, с.41-43.

71. Носаль Т.П., Мурзаков P.M., Сюняев З.И., Морозова Л.А. Разработка методики определения агрегативной устойчивости нефтяных дисперсных систем. Нефтепереработка и нефтехимия. - М., 1978, Я 7, с.8-11.

72. Беденко В.Г., Чернин В.Н., Чистяков Б.Е. Методики оценки стабильности водно-топлиеных эмульсий. Всесоюз.науч.-иссл.и проек.ин-т поЕерхн.-актиЕн.веществ. Шебекино, 1981, 22 с. Рукопись деп.в ЦНИИТЭнефтехим, 30 июня 1981 г., В 50нх-81Д.

73. Соколов И.Л. Прибор для измерения стойкости и дисперсного состава нефтяных эмульсий. Нефтяное хозяйство, 1972, J£ 3, с.56-58.

74. Яремко З.М., Солтыс М.Н. К оценке агрегации частиц суспензий методом седиментационного анализа. Коллоидный журнал, 1976, 38, № 5, с.1032-1034.

75. Байков Н.М. и др. Исследование стойкости эмульсии на промыслах. Нефтяное хозяйство, 1971, № 8, с.61-64.

76. Акегв Michael J., Lach John L. Evaluation of emulsion stability by diffuse reflactance spectoscopy. "J.Pharm.Sci", 1976, 65, No 2, p.216-222.

77. Boyd J., Parkinson C., Sherman P. "J.Colloid Interface Sci", 1972, 41(2), p.359-70.

78. Parkinson C., Sherman P. "J.Colloid Interface Sci", 1977 , 41(2), p.328—30."Measurement of phase invension temperatures above 100° C, and their relevnace .

79. Speigt J.G. The Application of Spectroscopic Techniques to the Structural Analysis of Coal and Petroleum,"Appl.Spectr. Review", 1971, 5, No 2, р.2б1-2б4.

80. Reddy S.R., Melik D.H., Fogler H.S. Emulsion stability theoretical studies on simaltaneous flocculation and creaming "J.Colloid and Interface Sci", 1981, 82,No 1, p.116-127.

81. Reddy S.R., Fogler H.S. Emulsion stability experimental studies on simaltaneous flocculation and creaming. "J.Colloid and Interface Sci", 1981, 82, No 1, p.128-135.

82. Barnea E., Mizrahi J. Separation mechanism of liquid-liquid dispersions in a deep-layer gravity settler. Part I. The structure of the dispersion band, "Trans, Inst.Chem.Eng.1975» 53, No 1, p.61-69.

83. Barnea E., Mizrahi J. Separation mechanism of liquid-liquid dispersions in a deep-layer gravity settler. Part II, Plow patterns of the dispersed and continuous phases within the dispersion band."Trans.Inst,Chem.Eng.", 1975, 53, No 1, p.70-74.

84. Последние достижения в области жидкостной экстракции./. Под ред.Хансона К. М,:Химия, 1974, 448 с.

85. Логинов В.И., Лапига Е.Я. Учет процесса коалесценции капель при определении передаточных функций отстойных аппаратов.-Изв.ВУЗ. Сер."Нефть и газ", 1981, & 6, с.51-55.

86. Хан Г., Шапиро С. Статистические модели в инженерных задачах. /Пер.с англ.под ред.Налимова В.В. М. :Мир, 1969, 460 с

87. Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. -М.:Недра, 1983, 424 с.

88. Панченков Г.М. Теория вязкости жидкостей. М.:Гостоптех-издат, 1947, 156 с.

89. Выговский В.П. Влияние электропроводности нефти на эффективность работы электродегидраторов. Дис. . канд.техн. наук. - М., 1983, 145 с.

90. А.С.295447 (СССР). Способ автоматического управления процессом обессоливания и обезвоживания нефти в электродегидра-торах./Б.И.Кусовский и др. Опубл.в Б.И., 1974, 26.

91. Уаилд Д. Методы поиска экстремумов. М.:Наука, 1967, 267 с.

92. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике .для инженеров и учащихся втузов./Йер.с немецкого под ред.Гро-ше Г. и Циглера В. Лейпциг; Тойбнер. - М.:Наука, 1981, 720 с.

93. Матийченко А.П., Павлов Н.И. О влиянии расхода нефтина режим работы электродегидраторов. Химия и технология топлив и масел, 1981, № 6, с.55-58.

94. Тронов В.П., Розенцвайг А.Г. Оптимизация процессов мас-сообмена при обезвоживании и обессоливании нефти. Тр.ТатНИПИ-нефть, 1974, вып.29, с.65-75.

95. Кузнецов В.Я. и др. Система автоматического приготовления и дозирования ПАВ на установках подготовки нефти. РНТС ВНИИОЭНГ. Сер."Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности", 1975, № 4, с.8-10.

96. Антипъев В.Н. О моделировании отстойной аппаратуры, применяемой при обезвоживании нефти. Нефтепромысловое дело, 1973, J6 10, с.44-46.

97. Основы жидкостной экстракции./Под ред.Г.А.Ягодина. М.: Химия, 400 с.

98. Берестовой A.M., Белоглазов И.Н. Жидкостные экстракторы (инженерные методы расчета). Л.:Химия, 1982, 207 с.

99. Рзаев А.Г. Разработка алгоритма управления процессом термического обессоливания нефтяной эмульсии. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1981, № 5, с.66-68.

100. Рзаев А.Г. Расчет производительности и оптимального числа отстойных аппаратов. Азербайджанское нефтяное хозяйство,1983, № 4, с.49-51.

101. МАТЕРИАЛЫ О ВНЕДРЕНИИ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ180 212 )

102. Справка об использовании результатов диссертационной работы A.M. Черека на тему "Разработка метода оптимального автоматического управления процессами обезвоживания и обессоливания нефтей" в производственном объединении "КуйбышеЕ-нефть"

103. Справка об использовании результатов диссертационной работы A.M. Черека на тему "Разработка метода оптимального автоматического управления процессами обезвоживания и обессоливания нефтей" в институте "Гипровостокнефть"

104. Исходные технические требования на комплекс средств приборной техники и системы управления установками подготовки нефти и резерЕуарными парками

105. За эти годы институтом были внедрены системы оптимального управления с использованием оптимизаторов технологических процессов на УКПН-I и УКПН-2 ШП НГДУ "Первомайнефть" и на установке по обезвоживанию нефти в НГДУ "Жнгулевскнефть".

106. При разработке и внедрении систем оптимального управления, обследовании установок подготовки нефти как объектов управления, совершенствовании систем автоматического. регулирования использовались результаты диссертационной работы A.M. Черека.

107. Нач. отдела автоматики, ВТ и КИП Л.А.1Шряев

108. Нать планового отдела qJl^u^* f' В.И.Чичко©

109. Министерство нефтяной промышленности

110. ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ИНСТИТУТ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИМ РАБОТАМ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ1. ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ»43636 ГСП Куйбышев-99. Красноармейская, 93, тял. 33-26-96 Дпя телеграмм: г. Куйбышев, 38, «Гипровостокнесрть»

111. Зам. директора по НИР, Г.Н.Пазднышев

112. Зав. отделом ЛСУ-нейть,ЩфйЫШш^,^^''' АЛЬ КЬр©&>во/7/ ) ,

113. МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ " ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ"

114. СПКБ " СОШНЕФТЕАВТОМТИКА" "ГИПРОГЮЖЧНЕФТЕГАЗ"

115. ИСХОДНЫЕ, ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ НА КОМПЛЕКС СРЕДСТВ ПРИБОРНОЙ ТЕХНИКИ И СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ УСТАНОВКАМИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И РЕЗЕРЗУАРНЫМИ1. ПАРКАМИ5 ьГГг^.1. Г"с л.О5./У .-■: ; , -Б.Л.Усачев

116. Директор института * ' '" ~и "Гипро во с то кнефть&

117. Директор СПКБ Hif^^Wy. " "СоюзнефтеавтоматШЦ'^ ''■Zisj'jw?о. ич-11. О'1. В.А.Белозеров

118. Директор институт "Гипротюменнефтегаз"i^Sf»-о-i^OSte^TоД'1. Я.M.Каганшшстерство нж'тлно:; промышленности

119. Государственны!! институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной прошшленностцшпровостокншть

120. Директор института ':".■"' /.' "Гипровостокпс<да"/L^'с 1 . и.Усачев* с « *• - * '• "2" марта 1904 г.

121. ИСХОДНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ НА КОМПЛЕКС СРЕДОТВ ПРИБОРНОЙ ТЕШКИ И СИСТЖН УПРАВЛЕНИЯ УСТАНОВКАМ ПОДГОТОВКИ НВ£ТИ И РЕЗЕРВУАРНЬШ ПАРКАМИ1. В/ <0v'' .v. ,л ,< 1. Ft О £ г1. Гл. инженер инст|^5|^.;;.1. Зам. директора —1. ПО научной

122. Зав. отделом АСУ-нефть^-^)1. Начальник отдела АиТ1. Гл. специалист отдела АиТ

123. Зав. лабораторией отдела АСУ-нефть1. Ст. научный сотрудник1. К.С.Каспарьянц1. Г.А.Позднышев1. A.П.Коробов1. B.В.Клементов1. Е.В.Степанов1. А.М.Черек Г.В.Трофимова- |

124. ИСХОДШЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ НА. КОШЕКС ТЕШЧЕСКИХ СРВДСТВ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ УСТАНОВКА!^ ПОДГОТОВКИ ШШ И PE3EPBYiiPI-H!.:i ПАРКА.,

125. Исходные технические требования к приборной технике составлены в соответствии с РД 39-5-59I-8I "Методические указания по проектированию комплексной автоматизации технологических процессов подготовки нефти, газа и воды" и представлены в Приложении I.

126. Технические требования на каналы связи должны удовлетворять стандартам на каналы связи. Дополнительное требование: максимальная длина кабеля 500 м.

127. Наименование Назначение Измеряемая среда Окрукапцая среда,место установки Диапазон измерения, шкала Точное: PezsjM работы Па Java т-РЫ выходных сигналов Исполнение Примечания12 3 4 5 6 7 8 9 110

128. Преобразователь уровня падкости

129. Измерение количества сырой нефти с содержанием свободного газа ври цульсирупзем потоке с выдачей унифицированного-сигнала постоянного тока

130. Измерение расхода газов в промысловых газопроводах, в т.ч.факельных линиях концевнх сепарационных установок, с выдачей унифицированного сигнала достоянного тока

131. Измерение расхода нефти,газа п воды в трубопроводах в местным отечете;: Показании

132. Нефт е-газ о-в одянал с\*6сь •взлета до Ю МПа Температура от О до 50 С

133. Вязкость от 0,05 до 15 стокс1. С одэргая::а H^S1. 0 * 22 Мол,2. 2 + 62 Мал3. 6 ♦ 25#.1ол1. ПопутниП газ Давланио1. 0,1 * 0,15МПа2. до 2,5 МПа Температура 0 ь Вязкость Содергание I^S50°С

134. Преобразование уровня в унифицированный сигнал постоянного тока2 ь 6%Мол 6 ♦ 25^ Мол

135. Нефть.газ,пластовая вода. Те ьшература + 5 ± + 60°С

136. Давление до 2,5 Г.Ша Вязкость 1 > Содержате 1^51.. О + 2% Моя2. 2 * 6% Мол3. 6 * 252 Моя

137. Нефть-газ Давление до ШШа Температура от Овязкость 0,05*15стокс Плотность нефти от 0,8 до 1,0 кг/мЗ Содержание I^S1. 0-2? Моя2. 2+ 62 Мол3. 6 + 252 Мол

138. Воздух с примесью попутного газа п HgS

139. Температура от -.50°С до + 60°С Устанзвлава в т-ся на открытых площадках1. То хв

140. Несколько яод-дсайазонов в диапазоне от, О до 2200 ыЗ/час

141. СтандратшгЯ ряд поддиапазонов в диапазоне от, О до 50.000нмЗ/час1. То же

142. Стандартный ряд шяал в диапазоне от 0 до 600 ыЗ/час2,51. Классточноети

143. ХЗ.Изкерптель уровня нефти в резервуарах

144. Црпбор для измерения средней температуры нефти в резервуарах

145. Прибор для определения со-дернания солей' в нефти

146. Прибор для определения содержания нефти в. воде

147. Измерение уровня нефти в резервуарах с 'местным отсчетом показания и выдачей унишпш:-рованного сигнала постоянного тока

148. Измерение средней температуры нефти в резервуарах с выдачей унифицированного тп гнала постоянного тока

149. Автоматически анализ на потоке содсркання солей в товарной кйти о ввдачеЗ унс$з-цяровлкного сигнала постоянного тока

150. Товарная и некондиционная нефть

151. Плотность 0,8-0,9г/с:.:3 Температура л о +40°С Содержание HgS в нефти1. О * 2% Нол2. 2 * 6% Пол1. То не

152. Автоматическая анализ на потоке содеркан'.'-я нефти в подготовленной пластовой воде с выдачей унифицированного сигаа-s, ла постоянного т тока

153. Товарная нефть Давление до 4,0МПа . температура до + 60 С Плотность 0,6*0,9r/cf. Вязкость 0,05*0 ДСТ Ccsepsafnre соло;!10 до 180 мг/литр Содержание Но5'• 0 2% Мол

154. Подготовленная пластовая вода Давление до 0,6УПао Температура до +60иС Содержание нефти до 500 иг/литр С одержана е 1^50 + 2? Мол1. На открытой miosarse.

155. Воздух с при-1.'есыз попутного газаhS1. То £9

156. Цатчик на от- . крытой площадке роздух с примесью попутного газа и SioS ,те"перату pa -504} +. +60РС

157. Вторичный прибор в помещении температура5 +50°С

158. Датчик «а открытой площадке. Воздух с примесью попутного газа и EjS .температура- 50°С* +60°С

159. Вторичный прибор в помещении, температура5 ♦ + 50°Сг1. Пределы измеряемых уровне1. О * 12м0*40°С и 0+60°С

160. О * 60мг/литр О ■»■. ЮОмг/литр 10&+500мг/литр

161. О + бОмг/литр О +100ыг/лптр IOO +500мг/лптр1. Точнее?^ непре-пзмеоеизмеренияуровня + Ьи1. Класс точности1,51. Класс Точности4,01. Классточное тп4.01. Непрерывный1. Непрерывный1. Непрерывный1. О-5'.'а 4+2С1'л4 *2С'-'а0+5'.'а4.20:.'л

162. Сигнал по млк-с тральному значению0+5.Va 4+20^3

163. Сигнал по маг-сималь-ному значение1. Взрыв о-зг^ ценное1. Взрызоза^псеяное1. Датчиквзрывозетпщевный1. Датчик взрыво-зааицек-най- lbI

164. Прибор для зпрвделения удержания механических примесей г воде

165. ГЭ.Прибор для определения точки росы (влагосядер-жания) угаеводородных газов

166. Прибор для из-мереная содержания сероводорода (EjS)в углеводородной тазе

167. Автоматический анализ на потоке содержания механических примесей в подготовленной пластовой воде с выдачеЯ унифицированного сигнала постоянного тока

168. Измерение упругости паров нефти ка установках стабилизации с выдачей унифицированного сигнала постоянного тока

169. Измерение точки росы углеводородных газов в установках осуски газа с выдачей унифицированного сигнала постоянного тока

170. Измерение содержания сероводорода в потеке углеводородного газа на установках сероочистки с выдачей унифицированного сигнала постоянного тока

171. Подготовленная кастовая вода Давление до 0,6 МПа Температура до +60иС Содержание механически^ примесей от 10 до 12СМГ/литр1. Содержание Н251. 0*2$ Мол2. 2 t6ftt<ui

172. Стабильная нефть 0 Температура до + 100 < Давление до 6,4Ша Упругость napoDдо 550 им рт.от.1. Содержание1. о * г% мол2. 2 ♦ е% Мол1. Углеводородный газ1. HKWc

173. Давление до 4,0МПа Содернание Н^Ь до 20 мг/вуЗ1. То sej

174. Датчик на открыто") що-иадке. Воздух с прпмесьэ попутного газа п HgS ,температура-50 * +60°С

175. Вторичный прибор в помещения, температурао5 + + 50 С

176. Датчик на открытой площадке.Воздух с лрпмесыэ попутного газа и IljS температура „от -50 до + 50°С

177. Вторичный прибор в помещении, темп ера-турачб * +50°С1. То se1. То же0 + 60 нг/лптр О» 150 ыг/литр0 * 600 ш.рт.ст-100°С -50°С - 60°С + -Ю°С1. О + ЗОмг/нмЗ1. Класс точности4,01. Класс точное ти 4.0

178. Сигнализатор наличия сероводо рода в воздухе производственных помещений и наружных площадок

179. Сигнализатор наличия довзрыво-опасных концентраций горючих газов

180. Пробоотборник автоматический

181. Оперативный контроль содержатся ввоздухе производственных помещений и на наружных ело иадках,сигнализации о предельно допустимой его концентрации в воздухе и включения вытянной вентиляции

182. Оперативный контроль за содержанием в воздухе производственных помещений довзрывоопасных концентраций горючих газов, сигнализация1. Воздух.

183. Температура: 0 в помещениях +5 С +■ + 50°С1. Наладках -50°С +

184. Датчики на открытых площадках при температуре- 50°С + +50°i и в помещениях

185. Относительная вла^ностз ^Oq ^ ^qO^

186. Содержание 1^5 до 10 мг/емЗ

187. Автоматический отбор средних проб,нефти,газа, воды я газо-не^теводнной смеси.1. Воздух 01. Темдература +5 С + +50 С

188. Относительная влажность от 30 до 85?. Атмосферное давление 720-760 мм.рт.ст. Содержание сероводорода от 0 до 100мг/ ныЗ.

189. Неать: Давление до 10ГЛ1а 0 Температура до +100 С Плотность от 0,8 до 0,95 г/с :.;3g од ерзание H-jS до 12? 1Ъз:

190. Давление до ЮМПа Температура до +Ю0°С Содержание т£?5до 60? Мол.1. Вода:

191. Давление до ЮМПа 0 Температурадо +100 С Содержание fl/> 6 до10? Моя.'

192. Вторичный прибор в помещен; при температуре л + 5 + + 50 С

193. В окружающем воздухе в местах установки датчиков возможно образование взрывоопасных концентраций углеводородных газов

194. Датчики в помещениях категории В-1а с температурой5 + +50°С. Вторичный прибор в нормальных помещениях.

195. В Округляя ем воздухе в месте установки датчика возмогло содержание EjS до1. Юмг/выЗ

196. Датчики взрыв 0-залнщен-кый1. Датчики взрыво-защищенный1. Взрыво-защищенный10

197. Спт-нализато; должен быть шпс.-.чен з 3-х модификациях Одноканальн: г.естпкгналь-ныЗ и 12 канальный. Датч;."ки конвекционного типа.

198. Сигнализатор долг.сн быть выполнен в 3-х модификациях: одноканалыш шестпканаль-ный и 12-ка-нальный Датчики -конвекционного типа.1—1vo 1—11

199. ПнеЕ*оэлектри-ческий преобразователь

200. Электропневма-тический преобразователь (позиционер)

201. S. Пр е о бра з оват е ль линейных перемещения

202. Преобразсвател1 jiaa поворота

203. Систеыа дистанционного розгзга и контроля•пламени факела свечей сгигазия газа

204. Преобразователь унифицированного пневматического сигнала в унифицированный сигнал постоянного тока

205. Преобразование унпф;!цпрованного токового сигнала в унифицирований пневматический сигнал

206. Преобразование линейных перемещений исполнительных механизмов в yhh^i.'ipjff-вакный сигнал постоянного тока

207. Преобразование .угловых паремеца-ний исполнительных механизмов в унифицированный сигнал постоянного тока

208. ДистанционныЗ Розгзг факела, контроль пламени1. ВОЗДУХ по Г0СТ11882-731. Давление0,2+1,0 кгс/см2

209. Постоянный ток О ¥ 5Ма и 4+ 20'.'аакс1:мальная длина линейного перемещения20Сш

210. Максимальный угол поворота 90°

211. Паз углеводородная Содержание Кг$1. 0*2£ Пол2. 0+6% Мол3. 6*60$Мол1. Содердание С02 до б? Мол-

212. B невзрывоопасном помещения при температуре округавдего воздуха5+ +50°с

213. На исполнительных механизмах, на открытых площадках при температуреокружающего воздуха1.50 «■50°С1. То же1. То ха

214. Для приборов система устанавливаемых на площадке свечи и на стволе факела воздузбез учета теплового излучения факелов)

215. Для вторичных приборов системы воздуха, температура,, +500 До +50 С1. Давление 0,2-1,0 кгс/см21. Сила тока 0^5мА и 4+га/л

216. Давление воздуха 0,24-1 кгс/см2

217. Пределы измеро-ния О «■ 200мм

218. Пределы измерения ^гда поворота

219. Температура пламени факела не менее 1400ПС Система должна обеспечивать .рознпг и контроль пламени факелов высотой ствола до юси; диаметром 200 +■ 500i.ii.1. ЕепрерыэяыЗ1. Непрерывный1. Непрерывный1. Непрерывный

220. Система дистанционного Воепгз п контроля шамени в установках savpesa нефти (печах)

221. Дистанционный розгзг горелок, контроль горения

222. Лаз углеводородный содержание H^S1. О + 6? Мол

223. Регулирующая заслонка с дневио-цриводом и с электронна Ьойом

224. Для приборов системы устанавливаемых на напр еват еле воздух температура-50 + +50°С

225. Для вторичных приборов, воздух температура5°С до +50°С

226. Трубопроводная арматура и исполн:тельные механиз.ш1. Пламя горелокнагревательныхаппаратов

227. Клапан регулирующий с пневмоприводом

228. Регулирование производительности (уровня жидкости) в концевых сепара-^Содерканпе Н25 ционных установках

229. Регулирование параметров технологических процессов сбора и подготовки нефти, газа и воды1. Нефть

230. Давление до 1,0 Ша Температура до +50иС2% Нол 6% Мол1. Нефть,пластовая вода,газ.1. Температура-до 100 С1. Давление до Ю.О'.Ша

231. Плотность кидкости от 0,8г/смЗ до 1,2г/ смЗ

232. Плотность газа от 0,7 кг/нмЗ до 1,5 кг/ниЗ Содернанио BjS в газе до 60% Мол^. Содержание в нефти до 12? Мол. Содержание в воде до 1% Мол.

233. Воздух с примесью попутного газа и

234. Наружная установка, температура от -50°С до +50 С1. Нарукная установка.1. Температура воздухаот -50°С до50°С1. К уу =3000 Ду=300 + 400гм1. Нормальный ряддиаметровот 15ш до 300мм

235. Контроль пламени непрерывныйрозеигпериодический1. Непрерывный1. Непрерывный1. Управляю-' илипневматический сигнал0,2-1кгс. см2и электрический1. Управляющийпневматический сигнал 0.2+ 1кгс/см210

236. Состав спст' мы -' зональное усгро£с: во-устройство контроля наличия пг.г мен:: с самоконтролем ' детекторахетехтор угграфиатетс вого палуче-ния,оптическая сторка для первичного преобразователя УЗ излучения1—1 vd1. Usl1. О

237. Клапан отсечной с пневмоприводом и с электроприводом

238. Авт сматпческая зацпта технологических аппаратов и трубопроводов црп недопустимом повышениипонижении) рабочих параметров, пут ем мгновенно перекрытия трубопроводов1. Нефть,пластовая вода,газ.1. Температура до 100 °С

239. Давление до 10,0131а Плотность жидкости , от 0,8 г/смЗ до 1,2г/ скЗ

240. Плотность газа от 0,7 кг/кмЗ до 1,5кг/ сиЗ

241. Содержание HgS в газе до 60/3.1 ол Содержание HgS в нефти до 12£'Мол Содержание Kj-S вводе до 1% Мол.

242. Наружная установка. Температура воздухаот -50°С до50 °С1. НорматъньгЛ ряд диаметровот 50 до 40Смм1. Непрерывныйнь, не исклвчае1. ОН U/>U 70борной техники

243. Трес|овання к надежности пр: и П|СТ14833-69.

244. Показатели технологичности

245. Прпооры взрывобезоиасносго взрывозащищонного И РУДНИЧ!

246. Приборы должны иметь антши я окружавшей среды,определ< шшх исходными ^требованиями

247. Приборы должны обеспочпват^ возможность передачи выходных спгн * Асгоднь/е те хниче&кие т/е<Го&