СКАЧАТЬ:  proektirovanie_kursovaya_33__33__33.zip [384,91 Kb] (cкачиваний: 227)

Курсовая работа

по дисциплине: Проектирование автоматизированных систем

на тему:

 «Проектирование автоматизированной системы дожимной насосной станции ОАО «Булгарнефть»»

ЗАДАНИЕ

на курсовой проект

по дисциплине Проектирование автоматизированных систем

Тема  Проектирование автоматизированной системы дожимной насосной станции ОАО «Булгарнефть» 

Предоставить следующий материал:

Теория. Технические характеристики, описание принципа работы приборов, технический регламент процесса   ____________________________________

Рекомендуемая литература

1. Ахметов А. «Технология и оборудование процессов добычи и переработки нефти и газа»
2. Технический регламент ДНС НГДУ «Булгарнефть»
3. Пантеев Н.Ф., Дианов В.Г. «Основы теории автоматического регулирования и регуляторы».
   1. ГОСТ 21.404-85 «Обозначения условные приборов и средств автоматизации в схемах».
   2. Исакович Р.Я., Попадько В.Е. «Автоматизация производственных процессов НГП».
   3. Лутошкин Г.С. «Сбор и подготовка нефти, газа и воды».

Дата выдачи задания____________________________________________________

Дата защиты___________________________________________________________

Оценка_______________   _______________________________________________

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ 

CS - communication system

MS - master station - диспетчерский пункт управления

MTU - master terminal unit

RTU - remote terminal unit - удаленный терминал

АРМ – автоматизированное рабочее место

АСУ ТП – автоматизированные системы управления технологическим процессом

ГС – газосепаратор

ДНС – дожимная насосная станция

ИБ - измерительный блок

КНС – кустовая насосная станция

МНС – маслонагнетательная  станция

НГДУ – нефтегазодобывающее управление

ПИД – пропорционально-интегрально-дифференциальный

ПР - преобразователь расхода

ТБ - термометр биметаллический

ТСП - термопреобразователь сопротивления платиновый

ЭВМ – электронная вычислительная машина

ЭП - электронного преобразователя

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.. 4

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 6

ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 8

    1. Проектирование автоматизированной системы ДНС.. 8

    2. Требования к структуре и функционированию.. 9

    3. Комплекс технических средств. 12

         3.1. Термометр биметаллический ТБ-2Р. 12

         3.2.  Датчик избыточного давления Метран 55. 14

         3.3. Датчик давления КРТ. 15

         3.4. Уровнемер У1500-15. 16

         3.5. Поточный влагомер нефтепродуктов EESIFLO EASZ 1 BS&W... 18

         3.6.  Расходомер-счетчик стационарного назначения ДНЕПР-7-Д-80. 21

         3.7. Преобразователя расхода ЭМИС– ВИХРЬ. 22

4. Объемы автоматизации ДНС.. 27

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.. 30

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ... 31

ВВЕДЕНИЕ

        Под автоматизацией производственных процессов нефтяных и газовых промыслов следует понимать применение приборов, приспособлений и машин, обеспечивающих бурение, добычу, промысловый сбор, подготовку и передачу  нефти и газа с промысла потребителю без непосредственного участия человека, лишь под его контролем. Автоматизация  производственных процессов является высшей формой развития техники добычи нефти и газа, предусматривающей применение передовой технологии, высокопроизводительного и надежного оборудования.

       Современные нефте- и газодобывающие  предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров. Технологические объекты (скважины, групповые измерительные установки, сепарационные установки, сборные пункты, установки комплексной подготовки нефти и газа, резервуарные парки) связаны между собой через продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующей по технологическим коммуникациям. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормального функционирования нефтегазодобывающего предприятия необходимо обеспечить надежную работу автоматизированного оборудования, дистанционный контроль за работой технологических объектов и их состоянием.

       Наиболее высокая эффективность работы газо -  и нефтедобывающих объектов может быть достигнута при автоматическом управлении технологическими процессами в оптимальном режиме.

       Под оптимальным автоматическим управлением технологическим объектом понимают функционирование объекта с автоматическим выбором такого технологического режима, при котором обеспечивается наибольшая производительность с наилучшим использованием энергетических и сырьевых ресурсов. 

Технологические процессы бурения, добычи и транспортировки нефти и газа

 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Схема автоматизации узла предварительного сброса воды Шийского нефтяного месторождения представлена в приложении 1.

Обводненная нефть со скважин Шийского нефтяного месторождения с темпе­ратурой 10°С и давлением 0,5 МПа поступает в путевой подогреватель П-1, где на­гревается до температуры 40°С.

Далее нагретая нефть под остаточным давлением направляется в трехфазный нефтегазовый сепаратор со сбросом пластовой воды С-2 на первую ступень сепара­ции, где сепарируется при давлении 0,35МПа. В сепараторе С-2 осуществляется предварительный сброс пластовой воды до остаточного содержания 25% вес. Уро­вень раздела фаз «нефть-вода» регулируется регулятором расхода, установленным на выходе вода из сепаратора С-2. Взлив нефти в сепараторе С-2 поддерживается регулятором, установленным на выходе нефти из С-2. На газовой линии С-2 установ­лен клапан-отсекатель, перекрывающий и защищающий газопровод от попадания нефти.

Газ первой ступени сепарации, пройдя осушку в газосепараторе ГС, утилизиру­ется в качестве топлива в путевом подогревателе П-1, а излишек газа сбрасывается на факел. Количество топливного газа, идущего на печь, замеряется счетчиком. Заданное давление в газосепараторе ГС поддерживается регулятором давления, уста­новленным на выходе газа из ГС.

Подогретая нефть направляется далее в отстойник ступени обезвоживания О-1, где происходит обезвоживание нефти до 5% вес. На выходе обезвоженной неф­ти из отстойника установлен счетчик для оперативного учета количества нефти. Уро­вень раздела фаз «нефть-вода» в отстойнике поддерживается регулятором расхода, установленным на выходе воды из отстойника.

Пластовая вода с давлением 0,2 МПа сбрасывается из сепаратора С-2 и стойника О-1 на очистные сооружения.

Обезвоженная нефть из отстойника О-1 подается в существующий сепаратор концевой ступени С-1, где сепарируется при давлении 0,05 МПа, выделившийся газ направляется на факел.

Далее нефть самотеком поступает в емкости Е-1, Е-2, Е-З, откуда периодически (по мере накопления) наливается в автоцистерны.

Избыток газа из сепаратора С-2, сброс с предохранительных клапанов сепара­тора, а также газ концевой ступени из сепаратора С-1 направляются на факел сжига­ния газа Ф-1, газ топливный на запальник факела подается из газосепаратора ГС.

При ремонтных работах или аварийной ситуации на путевом подогревателе П-1 технологической схемой предусмотрен подогрев обводненной нефти в теплообменни­ке Т-1 (за счет тепла горячего масла, циркулирующего в маслонагнетательных станциях МНС-1/1,2.

Нефть обезвоженная на заполнение фильтров очистных сооружений подается из отстойника О-1 (под остаточным давлением). Уловленная нефть с очистных со­оружений поступает в дренажную емкость Е-4.

Газ с очистных сооружений направляется на факел постоянного сжигания газа Ф-1.

Реагент (деэмульгатор) подается в нефть на скважинах с целью деэмульсации нефтеводяной смеси.

В целях безопасности, удобства в обслуживании оборудования и нормального протекания технологического процесса установлены электрозадвижки ЗД-1 и ЗД-2.

Электрозадвижка ЗД-1 установлена на входном трубопроводе нефти в целях безопасности - для отключения потока нефти на УПС при аварии на данном узле (ав­томатическое закрытие при максимальном уровне нефти в сепараторе С-2.

 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1. Проектирование автоматизированной системы ДНС

    С целью значительного повышения технологических и производственно-экономических показателей установки ДНС предусмотрена автоматизированная система управления технологическим процессом       (АСУ ТП).

АСУ ТП включает в себя три уровня – нижний, средний и верхний.

Нижний уровень АСУ ТП предусматривает:

-         сбор информации о значении параметров технологического
процесса, о состоянии и положении исполнительных
механизмов технологического оборудования;

-         передачу управляющих сигналов на исполнительные
механизмы регулирующих шаровых кранов и пусковые
устройства электроприводов;

-         локальные системы автоматизации блочно-комплектного
оборудования;

-         местную световую и звуковую сигнализацию о загазованности
наружных площадок и о заполнении подземных емкостей.

Средний уровень АСУ ТП предусматривает

-   кон­троллеры, принимающие и обрабатывающие информацию с                                 датчиков и выдающие управляющие сигналы исполнительным                             механизмам.

Верхний уровень АСУ ТП предусматривает:

-         обработку всей поступающей информации с визуальным
отображением на пульте (дисплее) АРМ оператора в режиме
реального времени значений всех измеряемых параметров и
сигнализацию их выхода за установленные пределы;

-         автоматическое регулирование контроллерами всех требуемых
параметров установки по ПИД-закону, формирование аналоговых и
импульсных сигналов управления исполнительными устройствами регулирующих шаровых кранов;

дистанционное управление с пульта АРМ оператора всеми
требуемыми электроисполнительными механизмами установки,
выдачей сигналов управления пусковым устройством
электроприводов насосов, шаровых кранов;

-         формирование и распечатка отчетных сменных и суточных форм на
пульт АРМ оператора и передачу этих форм по модемной связи в информационную сеть офиса.

Конечная цель создания системы - эффективная работа и высокие технологические и про­изводственно-экономические показатели ДНС.

2. Требования к структуре и функционированию

       Структура и функционирование АСУ ТП ДНС соответствуют системе диспет­черского управления и сбора данных - SCADA - системе. Диспетчерское управление и сбор данных (SCADA - supervisory Control And Data Acquisition) является основным и в настоящее время остается наиболее перспективным методом автоматизированного управления сложными
динамическими процессами.

Современные SCADA-системы включают три основных структурных компонента:

• Remote Terminal Unit (RTU) - удаленный терминал, осуществляющий обработку задачи (управление) в режиме реального времени (контроллеры, осуществляющие обработку ин­формации и управление в режиме реального времени). Использование RTU для низкоуров­невой обработки информации позволяет снизить требование к пропускной способности ка­налов связи с центральным диспетчерским пунктом.
• Master Terminal Unit (MTU), Master Station (MS) - диспетчерский пункт управления (глав­ный терминал); осуществляет обработку данных и управление высокого уровня, как прави­ло, в режиме мягкого квазиреального времени. Одна из основных функций - обеспечение
  интерфейса между человеком-оператором. MTU реализуется в са­мом разнообразном виде - от одиночного компьютера до больших ЭВМ и/или объединен­ных в локальную сеть рабочих станций и серверов.

Communication System (CS) - коммуникационная система (каналы связи). Необходима для передачи данных с удаленных точек (объектов, терминалов, контроллеров) на центральный интерфейс оператора-диспетчера и в обратную сторону - для передачи сигналов управления
на RTU.

АСУ ТП ДНС имеет распределенную топологическую схему (размещение контроллеров в непо­средственной близости от объектов контроля и управления).

Средний уровень контроллеров АСУ ТП ДНС, в соответствии с топологической схемой объекта автоматизации, состоит из  контроллеров системы «М2000».

Количество АРМ на верхнем уровне автоматизации должно определяться количест­вом решаемых задач, количеством объектов автоматизации в системе, степенью ответ­ственности контролирования параметров на каждом объекте, необходимостью резервирования.

Выбор сетевого интерфейса и протокола нижнего уровня для объединения контроллеров и АРМ диспетчера в сеть определяется в первую очередь надежностью связи, скоро­стью передачи и предсказуемым временем передачи информации в сети. Эти временные пока­затели соответствуют скорости протекания процессов на ДНС и требуемому времени реакции в контурах автоматического регулирования параметров технологического процесса, а также времени реакции при дистанционном управлении исполнительными механизмами. Ло­кальные информационные и вычислительные сети АСУ ТП ДНС отвечают требования­ми современного уровня промышленных информационных сетей.

АСУ ТП ДНС имеет возможность блокировки сигналов телеуправления на все объекты автоматизации для безопасного обслуживания объекта.

АСУ ТП ДНС имеет два режима управления и регулирования всеми исполнительными механиз­мами - автоматизированный и ручной, с возможностью переключения режимов, как с АРМ оператора, так и с пульта оператора или щита управления.

       Каждая связь контроллеров с датчиками и исполнительными механизмами с целью электрической защиты контроллера имеет гальваническую развязку.

Режим функционирования АСУ ТП ДНС непрерывный и круглосуточ­ный. Выход из строя отдельных технических средств не приводит к выходу из строя системы в целом.

АСУ ТП ДНС открыта с точки зрения наращивания информационной и функциональной мощности (аппаратная часть контроллеров содержит не менее 5% ре­зервных информационных входов и выходов).

Таблица № 1. Приборы и средства автоматизации

Рассмотрим  технические характеристики  некоторых приборов, представленных в таблице.

3. Комплекс технических средств

3.1. Термометр биметаллический ТБ-2Р

Принцип действия основан на использовании зависимости между температурой и разности коэффициентов в двух различных металлов, образующих биметаллическую пружину термометра.

ТБ-2Р-(-50...+50 гр.С)-1,5-200-6-М16 означает, что это термометр биметаллический общепромышленный в корпусе 100 мм, с радиальным расположением термобаллона (код "2Р"), с диапазоном измерения -50...+50°С, классом

точности 1,5, глубиной погружения термобаллона 200 мм., диаметром термобаллона 6 мм. (возможно d=10 мм.), с резьбой присоединительного штуцера М16х1,5 (возможна резьба М14х1,5 кроме d=10 мм., М18х1,5 или М20х1,5).

Термобаллон термометра биметаллического состоит из трубки, в которой размещена биметаллическая пружина, представляющую собой полоску двух связанных между собой полосок металлов с различным коэффициентом расширения. В зависимости от формы биметаллической пружины, она будет изгибаться в сторону полоски металла с меньшим коэффициентом расширения, если пружина прямая, скручиваться или раскручиваться, если пружина спиральная, изменять свою кривизну, если пружина выполнена в виде диска.

Каждая биметаллическая пружина рассчитана на вполне определенные изменения температуры.

Наиболее распространены биметаллические термометры с пружиной в виде спирали. К пружине, выполненной в виде спирали, приварена ось, которая имеет возможность вращаться на двух опорах при раскручивании (скручивании) пружины, которое, в свою очередь, происходит при изменении температуры измеряемой среды.

Вращение передается на стрелку, которая показывает на оцифрованной шкале значение температуры. Конструктивно термометры биметаллические представляют собой круглый показывающий прибор с нанесенными на него шкалой измеряемых температур и термобаллона механически соединенного с показывающим прибором. Термобаллон может быть расположен с задней части показывающего прибора (осевое расположение термобаллона) или вдоль прибора (радиальное расположение).

Показывающая часть прибора может быть выполнена диаметром 40, 50, 60, 63, 80, 100, 150 мм. Диапазон температур от - 70 до +600 °С. Диапазоны измерения могут отличаться для различных моделей.

Необходимо учитывать, что у биметаллических термометров диапазон измерения меньше, чем диапазон показаний.

3.2.  Датчик избыточного давления Метран 55

1 - измерительный блок:

2 - тензопреобразователь:

3 - электронный преобразователь

Датчик давления Метран-55 состоит из преобразователя давления, измерительного блока (ИБ) и электронного преобразователя (ЭП).

Измеряемое давление подается в рабочую полость датчика и воздействует непосредственно на измерительную мембрану тензопреобраэователя, вызывая ее прогиб.

Чувствительный элемент - пластина монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами (структура КНС), соединенная с металлической мембраной тензопреобразователя. Тензорезисторы соединены в мостовую схему. Деформация измерительной мембраны (дефомация мембраны теизопреобразователя) приводит к пропорциональному изменению сопротивления тензорезисторов и разбалансу мостовой схемы. Электрический сигнал с выхода мостовой схемы датчиков поступает в электронный блок, где преобразуется в унифицированный токовый сигнал.

Датчики МП имеют два режима работы.

- режим измерения давления;

- режим установки и контроля параметров измерения

В режиме измерения давления датчики обеспечивает постоянный контроль своей работы и, в случае неисправности, формирует сообщение в виде уменьшения выходного сигнала ниже предельного.

Датчики МП имеют 2 кнопочных переключателя, расположенные под крышкой электронного преобразователя, позволявшие устанавливать значение

выходного сигнала, соответствующее нижнему (кнопка 1) и верхнему (кнопка 2) предельным значениям измеряемого параметра, а также имеет встроенный в корпус светодиод, позволявший визуально контролировать настройку датчика

Датчики МП являются многопредельными и могут быть перенастроены на любой стандартный или нестандартный диапазон измерений в пределах данной модели, а также обеспечивают возможность настройки на смещенный диапазон измерений.

3.3. Датчик давления КРТ

Преобразователи предназначены для измерения избыточного давления (далее – давления) нейтральных к титану и нержавеющей стали сред (газа, пара, жидкости), и для непре­рывного пропорционального преобразования его в унифицированный выходной сигнал постоянного тока или напряжения, используемый в качестве входного во вторичной аппаратуре.

Преобразователи устойчивы и прочны к воздействию синусоидальной вибрации от 10 до 150 Гц с амплитудой смеще­ния 0,35 мм для частоты ниже частоты перехода и с амплитудой ускорения 49 м/с² для частоты выше частоты перехода.

Вид климатического исполнения УХЛ 3.1** по ГОСТ 15150-69, но для работы на одном из диапазонов температур:

—    от минус 10 до плюс 70 ⁰С (УХЛ 3.1**1);

—     от минус 45 До плюс 80 ⁰С (УХЛ 3.1**2).

Измеряемая среда — воздух или другой газ, насыщенный пар, жидкость, не кристаллизирующаяся в условиях эксплуатации.

Диапазон температур измеряемой среды от минус 45 до плюс 110 ⁰С при температуре окружающего воздуха не более плюс 60 ⁰С.

Принцип работы.

Конструктивно преобразователь выполнен в цилиндрическом корпусе, на котором закреплена табличка с указанием параметров.

На одном торце преобразователя расположен штуцер с резьбой М×1.5-8g и уступом под ключ 27 для присоединения к линии измеряемого давления, на другом – электрический соединитель для подсоединения внешних электрических

цепей.

В центре штуцера имеется отверстие для подвода измеряемой среды к тен6зопреобразователю, герметично встроенному в штуцер.

На крышке преобразователя имеются закрытые винтами отверстия для доступа к корректору нуля и корректору диапазона.

Во входной  полости пребразователя расположена двухслойная титано-сапфирная мембрана, на сапфировом слое которой размещена тензочувствительная полупроводниковая схема, состоящая из четырех кремниевых тензорезисторов, соединенных в мост Уинстона.

Под воздействием измеряемого давления мембрана деформируется, что вызывает изменение сопротивления тензорезисторов (разбаланс тензомоста). Изменение сопротивления тензорезисторов преобразуется в электрический сигнал напряжения, пропорционально измеряемому давлению. Выходной сигнал тензомоста преобразуется с помощью электронного устройства в аналоговый выходной сигнал преобразователя – токовый или напряжения. В процессе преобразования проводится раздельная термостабилизация нулевого значения и  диапазона выходного сигнала, для чего используется термозависимость входного и выходного сигнала, для чего используется термозависимость входного ивыходного сопротивления тензомоста.

3.4. Уровнемер У1500-15

Предназначен для измерения уровня жидкости или уровня раздела фаз в резервуаре по двум независимым каналам (датчикам).

Датчик уровня в зависимости от конструктивного исполнения защитного корпуса измерительного элемента имеет три исполнения:

-        защитный корпус из гибкого материала длиной до 15 метров (что позволяет транспортировать его в свернутом виде);

-        защитный корпус - цельная трубка из нержавеющей стали длиной до 4

метров, диаметром 20 мм;

-       защитный корпус - составная трубка из нержавеющей стали длиной от 4 до 12 метров, диаметром 20 мм.

Уровнемер У 1500 - для ДНС - применяется для измерения уровней в булитах и обеспечивает работу насосов ДНС по заданному алгоритму           (4 сигнализируемых уровня, 4 реле).

Основные функции:

-        автоматическое, дистанционное, непрерывное измерение уровня по одному или двум независимым каналам (датчикам) отображение результатов измерения на цифровом дисплее;

-        выдача результата измерения в виде аналогового токового сигнала в систему управления, сигнализации и регистрации с пределом тока по согласованию с потребителем (для двухканального варианта только по первому каналу);

-        ручной ввод двух значений (верхнего и нижнего) уровня, при превышении которых срабатывает звуковая и световая сигнализация, а также активизируется соответствующее реле и оптрон (для двухканального варианта только по первому каналу);

-        автоматический непрерывный контроль исправности датчиков и линий связи с индикацией результата;

Технические характеристики

Диапазон измерения,  м                                                                    0,2...15

Дискретность измерения,   мм                                                                  10

Количество разрядов индикации                                                                6

Аналоговый выход, мА                                                    0...5; 0...20; 4...20  

Температура окружающей среды, °С:

- для датчика                                                                                   - 50...+ 50

- для измерителя                                                                              + 5...+ 40

Основная погрешность уровнемера, мм, не более                                  10

Количество контролируемых уровней                                                        2

Напряжение питания, В                                                                  187...242

Потребляемая мощность, Вт, не более                              10

Габаритные размеры, мм, не более:                                                               

- датчика                                                                    125х125х(175+L)

где L - длина датчика по заказу

- измерителя                                                                  260x220x120

Масса, кг, не более:    

- датчика                                                                                           10

- измерителя                                                                                         2,1

Длина линии связи, м, не более                                                    1000

Вид кабеля связи                                   коаксиальный (РК-50, РК-75)

3.5. Поточный влагомер нефтепродуктов EESIFLO EASZ 1 BS&W

Отличительные особенности анализатора влажности EESIFLO EASZ 1 BS&W:

-                     Микропроцессорный прибор с питанием по токовой петле и с выбираемыми пользователем диапазонами от 0 до 65%.

-                     Последовательный интерфейс для осуществления корректировок в процессе работы или по результатам лабораторных исследований

-                     Легко заменяемая электронная плата

Сферы применения:

- содержания воды в топливопроводах;

- содержания воды в сырой нефти;

- содержания воды в топливной нефти;

- содержания воды в тяжелой нефти;

- содержания воды в дизелепроводах;

- индивидуальная оценка скважины;

- оценка суммарной нефти;

- контроль впрыска воды;

- определение диэлектрической проницаемости

Принцип работы

Работа влагомера EESIFLO EASZ 1 BS&W основана на принципе измерения диэлектрической прочности. Цилиндрический датчик расположен соосно внутри трубы. Они изолированы друг от друга и, таким образом, формируют коаксиальный конденсатор. Исследуемый нефтепродукт, заполняя межэлектродное пространство этого конденсатора, изменяет его емкость, пропорционально своему диэлектрическому коэффициенту. Измеренная емкость преобразуется в процентное содержание воды.

Диэлектрические свойства воды и нефти сильно отличаются. Диэлектрическая проницаемость нефти находится в пределах от 1,7 до 2,3 в зависимости от удельной плотности, а у воды - около 80. Другими словами, вода может запасти энергии на единицу объема намного больше, чем нефть. Важно понимать, что любые изменения в нефти, которые влияют на ее диэлектрические свойства, будут интерпретироваться как изменение содержания в ней воды. Изменение емкости в пФ можно связать с изменением концентрации воды (с учетом температурной компенсации) и передать данные на выносной дисплей, компьютер или в системную базу данных.

Влагомер EASZ 1 BS&W имеет встроенную калибровочную таблицу. С ее помощью EASZ 1 BS&W покажет хорошие результаты практически для любых нефтепродуктов. Для большинства случаев может быть использована встроенная кривая. При необходимости, возможно также изменить кривую или сместить ее. Также предусмотрена возможность смены диапазонов без изменения программы или электроники. Пользователь сам может задать нужный диапазон: 0-1%, 0-3%, 0-10%, 0-25% или 0-65%. Это может быть очень полезно для пользователей, которые на момент покупки влагомера не имеют точных данных о содержании влаги в измеряемой жидкости или для тех, кто хотел бы улучшить точность измерения параллельно с получением данных из образцов нефти или лабораторными исследованиями.

Технология измерения влажности нефти методом диэлькометрии применяется давно и является общепринятой. Использование микропроцессорной электроники во влагомере EESIFLO EASZ 1 BS&W

улучшило эту технологию, устранив эффект влияния температуры на коэффициент диэлектрической проницаемости при помощи встроенного термодатчика и электронной компенсации.

При помощи циф­рового блока обработки анализатор влажности пересчитывает измерения емкости. В результате этого получает­ся выходной сигнал 4–20 мА, который линейно зависит от влажности. Диапазон измерений электронного блока EASZ-1BS&W может задаваться пользо­вателем в пределах 0–1 %, 0–3 %, 0–10 %, 0–25 % и 0–65 %. Эта особен­ность используется производителями, у которых нет полных данных на мо­мент изготовления установки или поль­зователями на объекте, которые хотят улучшить точность замера образцов, а также в лабораторных исследованиях.

Данная модель применяется, когда не­обходимы следующие измерения:

-индивидуальные скважинные изме­рения;

-групповые производственные изме­рения;

-контроль нагнетаемой воды;

-контроль обезвоживания сырой нефти в нефтехранилищах

Анализатор влажности EASZ-1 BS&W содержит встроенную калибровочную таблицу и использует стандартную и настраиваемую функции преобразова­ния также как описано для модели EASZ-1. Ниже приведены некоторые технические характеристики прибора.

EESIFLO EASZ-1 BS&W имеет 1 класс взрывозащиты.

Микропроцессорный электронный блок с питанием по шлейфу и возможнос­тью выбора диапазона измерений от 0 до 65 %. Точность 0.01 %. Последовательный интерфейс для программиро­вания в полевых и лабораторных усло­виях. Легкосъемный блок электроники имеет встроенную температурную ком­пенсацию, питание по шлейфу или 24 В постоянного тока. Корпус: аноди­рованный алюминий с апоксидным покрытием Рабочая температура данного прибора до 190 0С. Вес: около 6 кг.

Влагомер EASZ 1 BS&W имеет встроенную калибровочную таблицу. С ее помощью EASZ 1 BS&W покажет хорошие результаты практически для любых нефтепродуктов. Для большинства случаев может быть использована встроенная

 кривая. При необходимости, возможно также изменить кривую или сместить ее. Также предусмотрена возможность смены диапазонов без изменения программы или электроники. Пользователь сам может задать нужный диапазон: 0-1%, 0-3%, 0-10%, 0-25% или 0-65%. Это может быть очень полезно для пользователей, которые на момент покупки влагомера не имеют точных данных о содержании влаги в измеряемой жидкости или для тех, кто хотел бы улучшить точность измерения параллельно с получением данных из образцов нефти или лабораторными исследованиями.

Это позволило разработать доступный по цене прибор, обладающий повышенной точностью и стабильностью измерений.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

3.6.  Расходомер-счетчик стационарного назначения ДНЕПР-7-Д-80

Преобразователь расхода ультразвуковой Днепр-7 ( далее по тексту ПР ) является средством измерения объемного расхода и количества однофазных жидкостей.

ПР представляет собой мерный участок трубопровода с жестко прикрепленными к нему ультразвуковыми датчиками и электронного блока ПР предназначен для формирования электрических сигналов с частотой, прямо пропорциональной объемному расходу жидкости, а также для передачи

цифровой информации об объемном расходе и количестве перекачанной жидкости по протоколу MODBUS RTU.

Ультразвуковой метод позволяет вести измерение расхода любых жидкостей независимо от их электропроводности. Возможна работа на непроводящих жидкостях. Метрологические характеристики ПР не зависят от электропроводности, температуры и химического состава контролируемой среды.

ПР представляет собой цельнометаллическую конструкцию, не содержащую пластиковых или других электроизоляционных элементов, контактирующих с контролируемой средой. За счет этого повышается долговечность ПР и обеспечивается возможность работы при высоких давлениях. Конструкция ПР не содержит пластиковых элементов, которые могут деформироваться в процессе монтажа и эксплуатации. ПР могут устойчиво работать при образовании на его стенках токопроводящей пленки. Метрологические характеристики ПР не зависят от качества контролируемой среды и ее загрязненности

Технические характеристики

Максимальный расход,м³/ч                                                                   64

Номинальный  расход,м³/ч                                                                    16

Минимальный расход,м³/ч                                                                      0,16

Потеря давления, не более, КПа                                                                0,1

Диаметр условного прохода, мм                                                                  80

Габаритные размеры, мм                                                           650*200*150

Масса, не более, м                                                                                      10,5

Коэффициент преобразования                                                                    0,1

Диапазон частот, Гц                                                                                 0-640                                         

3.7. Преобразователя расхода ЭМИС– ВИХРЬ

Вихревые расходомеры ЭМИС-ВИХРЬ предназначены для измерения:

- расхода проводящих жидкостей (например, воды или водных растворов);

- расхода неэлектропроводных жидкостей (например, светлых нефтепродуктов или спиртов);

- расхода агрессивных сред (например, серной кислоты или щелочей);

- расхода смесей жидкость+жидкость (например, нефти с водой);

- расхода природного и технических газов (например, сжатого воздуха);

- расхода опасных газов - водорода и кислорода;

- расхода насыщенного (влажного) и перегретого (сухого) пара.

По типам измеряемой среды вихревые преобразователи ЭМИС-ВИХРЬ являются универсальными, ограничение накладывается лишь на вязкость жидкостей.

Прибор используют в различных отраслях промышленности, в системах автоматического учета, регулирования и управления технологическими процессами, а также в системах технологического и коммерческого учета расхода жидкостей, газообразных сред и пара в составе счетчиков газа и пара, в составе теплосчетчиков.

Преобразователи расхода могут использоваться в составе автоматических систем управления и контроля и локальных схемах автоматизации с использованием частотного, аналогового и цифрового RS485 сигналов.

 Преобразователи расхода предназначены для измерения объемного расхода любых жидкостей и газов, насыщенного и перегретого водяного пара, имеющих следующие параметры:

1) температура измеряемой среды:

- газа от -40 до 200°С;

- пара до 200°С (исполнение «200»), по заказу может быть изготовлен преобразователь расхода с температурой среды до 350°С (исполнение «350»);

- жидкостей от 0 до 200°С.

2) избыточное давление измеряемой среды для исполнения «Ф» (фланцевое соединение с трубопроводом) 0 – 4 МПа, и для исполнения «С» (соединение с трубопроводом типа «сэндвич») 0 - 2,5 МПа;

3) плотность при нормальных условиях (НУ), не менее 0,6 кг/м³;

4) содержание механических примесей, не более 50 мг/м³;

5) вязкость для жидкостей не более 8·10 ^-6 м²/с;

6) измеряемая среда по своим свойствам не должна вызывать коррозии у материала проточной части преобразователя расхода.

Модель ЭВ200 измеряет действительный объемный расход. Чтобы выводить показания в единицах расхода, приведенных к нормальным условиям, в массовых единицах расхода или в энергетических единицах вводятся специальные коэффициенты преобразования. Изменение параметров технологического процесса приводит к неточности показаний расхода, в этом случае следует применять расходомер совместно с датчиками температуры, давления и вычислителями (корректорами).

Учет горячей воды

В закрытых контурах ЭМИС-ВИХРЬ используется совместно с тепловычислителем и датчиком температуры (одним или двумя). В открытых контурах следует использовать два расходомера ЭВ200: один на входе и один на выходе.

Учет пара

Датчики давления и температуры используются для вычисления теплоэнергии пара для определения его давления и температуры. Для учета возврата конденсата необходимо установить второй расходомер модели ЭВ200 на обратном трубопроводе 

Учет природного и технических газов

Для определения массового расхода (или расхода, приведенного к нормальным условиям) совместно с ЭМИС-ВИХРЬ используются вычислители – корректоры объемного расхода газа.

Учет нефтепродуктов

В составе узла учета нефтепродуктов ЭМИС-ВИХРЬ следует использовать совместно с датчиками плотности (плотномерами) для определения массового расхода сырья. 

Стандартное отборное устройство рекомендуется применять для сглаживания пульсаций давления в зоне измерений и для предотвращения перегрева установленного датчика. Вентильный блок позволяет проводить ремонтно-профилактические работы с датчиков давления без остановки процесса. Датчики температуры рекомендуется применять совместно с защитными гильзами для увеличения срока службы и демонтажа датчиков без

остановки процесса.

При наличии высокого уровня вибрации расходомер может выдавать сигнал на выходе даже при отсутствии потока (явление «самохода»). Применение сдвоенного пьезосенсора и массовая балансировка сенсорного модуля позволяет уменьшить влияние вибраций, а параметры обработки сигналов (виброустойчивость), установленные на заводе-изготовителе, снижают возможные ошибки в большинстве применений. Если при нулевом расходе возникают ошибочные показания датчика, то их можно исправить настройкой показателя виброустойчивости. При возникновении потока через расходомер влияние вибраций в большинстве случаев быстро подавляется сигналом расхода благодаря спектральной цифровой обработке сигнала ЭМИС. При расходе жидкости, близком к минимальному, при нормальной установке расходомера, вибрации должны характеризоваться максимальной полной амплитудой не более 0,5 мм или ускорением не более 0,5 g (в зависимости от того, что меньше).

Технические характеристики