ФЭА / АИТ / КУРСОВАЯ РАБОТА на тему: «Влагомер сырой нефти ВСН-1» по дисциплине: «Технические средства автоматизации»
(автор - student, добавлено - 5-04-2014, 21:10)
СКАЧАТЬ:
КУРСОВАЯ РАБОТА на тему: «Влагомер сырой нефти ВСН-1»
по дисциплине: «Технические средства автоматизации»
ЗАДАНИЕНа курсовую работупо дисциплине Технические средства автоматизацииСтудент Тема Влагомер сырой нефти ВСН1
Исходные данные Техническая документация ВСН1 НГДУ «Альметьевнефть». Уравнения для расчета суточного расхода газа
Предоставить следующий материал: 1. Теория. Влагомер сырой нефти ВСН1 2. Расчетная часть. Расчет среднего суточного расхода природного газа
Рекомендуемая литература 1. В.Д. Родионов, В.А. Терехов, В.Б. Яковлев «Технические средства АСУТП» 2. Е.Б. Андреев, В.Е. Попадько «Технические средства систем управления технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности» 3. Тугашова Л. Г., Алаева Н. Н., Абдулкина Н. В. Методические указания к выполнению курсовых работ (проектов)
Дата выдачи задания
Дата защиты Преподаватель Оценка
СодержаниеВведение. 2 Глава 1. Теоретическая часть. 4 1.1. Назначение влагомера сырой нефти ВСН-1. 4 1.2. Технические характеристики. 5 1.3. Устройство и принцип работы.. 6 1.4. Порядок работы.. 9 1.5. Первичный преобразователь. 15 Глава 2. Практическая часть. 17 2.1. Методы и приборы для измерения расхода пара, газа и жидкости. 17 2.2. Расчет среднего суточного расхода природного газа, измеряемого расходомером с диафрагмой. 22 ЗАКЛЮЧЕНИЕ. 26 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.. 27
ПРИЛОЖЕНИЕ.............................................................................................................26
ВведениеПовышение технико-экономических показателей автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП), таких, как качество процессов управления, надежность и живучесть, безопасность эксплуатации и ремонтопригодность, снижение затрат на проектирование, монтаж и пуск, возможность адаптации системы управления к изменяющимся свойствам объекта автоматизации, улучшение условий работы оператора, в большой степени зависит от используемых технических средств АСУ ТП. Технические средства (ТС) для автоматизации управления технологическими процессами выполняют следующие функции: сбор и преобразование информации (без изменения ее содержания) о состоянии процесса; передача информации по каналам связи (перемещение в пространстве); преобразование, хранение и обработка информации, формирование команд управления (перемещение информации во времени с изменением ее содержания); использование и представление командной информации для воздействия на процесс и связи с оператором АСУ ТП. Как правило, для управления технологическими процессами нефтяной и газовой промышленности используются двух- или трехуровневые системы, и именно на этих уровнях реализуется непосредственное управление технологическими процессами. Специфика каждой конкретной системы управления определяется используемой на каждом уровне программно - аппаратной платформой. • Нижний уровень - уровень объекта (контроллерный) - включает различные датчики (измерительные преобразователи) для сбора информации о ходе технологического процесса, электроприводы и исполнительные устройства для реализации регулирующих и управляющих воздействий. Датчики поставляют информацию локальным контроллерам (PLC). • Информация с локальных контроллеров может направляться в сеть диспетчерского пункта непосредственно, а также через контроллеры верхнего уровня. В зависимости от поставленной задачи контроллеры верхнего уровня (концентраторы, коммуникационные контроллеры) реализуют различные функции. • Верхний уровень - диспетчерский пункт (ДП) - включает одну или несколько станций управления, представляющих собой автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера/оператора. Здесь же может быть установлен сервер базы данных. На верхнем уровне могут быть организованы рабочие места (компьютеры) для специалистов, в том числе и для инженера по автоматизации (инжиниринговые станции). Часто в качестве рабочих станций используются ПЭВМ типа IBM PC различных конфигураций. Станции управления предназначены для отображения хода технологического процесса и оперативного управления. Эти задачи и призвано решать прикладное
программное обеспечение SCADA, ориентированное на разработку и поддержание интерфейса между диспетчером/оператором и системой управления, а также на обеспечение взаимодействия с внешним миром. Успешный процесс ведения переработки нефти и газа зависит от строгого контроля и поддержания на заданном уровне таких параметров, как давление, температура, расход, а также от контроля качества выходного продукта. Поэтому современное нефтехимическое и нефтеперерабатывающее производство возможно только при оснащении технологических установок соответствующими автоматическими измерительными приборами, информационно-измерительными системами и системами автоматического управления. Таким образом, современный этап развития добычи и переработки нефти и газа немыслим без применения контрольно-измерительных приборов. Контролировать содержание воды в нефти и нефтепродуктах необходимо на нефтяном промысле, на промысловых и заводских обезвоживающих и обессоливающих установках, что осуществляется специальными автоматическими анализаторами содержания воды в нефти. В данной курсовой работе мною рассматривается влагомер сырой нефти ВСН 1. Этот прибор следит за содержанием воды в сырой нефти, поступающей из емкостей в печи.
Глава 1. Теоретическая часть1.1. Назначение влагомера сырой нефти ВСН-1Влагомер ВСН-1 предназначен для непрерывного определения воды в добываемой нефти, вычисления средней по объему влажности нефти, вычисления объема чистой нефти при работе в комплекте со счетчиком жидкости. Первичный измерительный преобразователь и блок обработки влагомера ВСН-1 должны устанавливаться в обогреваемом блок - боксе. Рабочие условия: диапазон температур окружающего воздуха, °С ........................ +5...+40 напряжение сети, В............................................................................. 220 Контролируемая среда - сырая нефть после предварительной сепарации свободного газа. Параметры контролируемой среды: диапазон температур, °С............................................................... 0...+60 плотность, вязкость, содержание парафина, смол, солей.....не ограничено остаточное наличие свободного газа, объемная доля, %, не более.........1 давление, на которое рассчитан первичный преобразователь, МПа, не более..................................................................................................... 4,0 скорость потока через первичный измерительный преобразователь, м/с, не менее........................................................................................................1,0 Первичный измерительный преобразователь влагомера сырой нефти ВСН-1 соответствует ГОСТ 22782.5-78,- имеет маркировку взрывозащиты "Exib IIAT6 в комплекте ВСН-1" и предназначен для установки во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок согласно директивным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных зонах. Блок обработки данных влагомера сырой нефти ВСН-1 с входными искробезопасными цепями уровня "iв" имеет маркировку взрывозащиты "Exiв IIА" соответствует ГОСТ 22782.5-78 и предназначен для установки вне взрывоопасных зон.
1.2. Технические характеристики
Диапазон измерения влажности нефти, объемная доля, %.................. 0,0-10,0 Пределы допускаемого значения основной абсолютной погрешности, объемная доля, %............................................................................................... ±1,0 Изменение показаний и выходного сигнала при изменении температуры нефти на каждые 10°С от номинальной +20°С, не должно превышать, объемная доля, %..................................................................................................................0,3 Изменение показаний и выходного сигнала при изменении тангенса угла диэлектрических потерь в датчике, не должно превышать, объемная доля, %.......................................................................................................................... 0,3 Изменение показаний влагомера при изменении напряжения питающей сети 220 +22 -33В не должно превышать, объемная доля, %................................ 0,3 Изменение показаний при отклонении температуры окружающей среды от номинального значения (+20°С) на каждые 10°С, не должно превышать, объемная доля, %..................................................................................................................... 0,3 Уровни входных сигналов, В: • импульса расходомера.....................................................................3,5... 15,0 • импульса запроса телемеханики ( по каналу RS-232 *)........... ± (3,5...15,0) Возможно подключение расходомера по входам "сухой контакт". Выход на самопишущий прибор - унифицированный сигнал постоянного тока, мА................................................................................................................ 4-20 Выход на телемеханику по средней влажности и объему чистой нефти (по каналу RS-232 *) • уровень логической 1, В......................................................................... 15 • уровень логического 0, В........................................................................0-0,5 Потребляемая мощность, ВА, не более: • первичный измерительный преобразователь....................................... 2 • блок обработки........................................................................................ 25 Электрические параметры искробезопасных цепей • напряжение питания первичного измерительного преобразователя, В.. 30 • ток потребления первичным преобразователем, мА................................ 60 Допустимые параметры соединительной линии (первичный преобразователь - блок обработки ) • индуктивность, мГн, не более................................................................ 0,5 • емкость, мкФ, не более.............................................................................. 0,5 • длина линии при сечении проводов 0,35мм2, не более, м.................... 500 Обработка результатов измерения влажности...................... автоматическая Представление результатов измерения............................в цифровом виде с кратностью ± единица младшего разряда
1.3. Устройство и принцип работы Состав влагомера Влагомер сырой нефти ВСН-1 функционально состоит из первичного измерительного преобразователя, микропроцессорного блока обработки и трехжильного кабеля, обеспечивающего связь первичного преобразователя с блоком обработки.
Структурная схема влагомера
В состав схемы ( рис. 1.) входят следующие функциональные узлы: • преобразователь емкостной (ПЕ); • блок искрозащиты (БИЗ); • микропроцессор со схемами обрамления (ЦП); • оперативное запоминающее устройство (ОЗУ); • постоянное запоминающее устройство, содержащее набор основных и вспомогательных программ (ПЗУ); • 16-ти разрядный вакуумно-люминисцентный индикатор (ИЛЦ) со схемой управления (ПКД); • элементы оперативного управления прибором • измерительный канал, состоящий из входного усилителя-преобразователя тока в напряжение (А 1) и аналого-цифрового преобразователя (АЦП); • выходной канал, состоящий из цифро-аналогового преобразователя (ЦАП) и генератора тока; • БИС параллельного интерфейса, применяемые для согласования АЦП, ЦАП и внешних устройств с микропроцессором (ППИ); • узел записи и хранения характеристик нефтяных эмульсий (ПЗУ "Сорт"); • схемы сопряжения сигналов расходомера и телемеханики (СС); • импульсный преобразователь сетевого напряжения (ИПС); • стабилизаторы напряжений (СН);
Измерение влажности нефти
Измерение влажности нефти производится путем определения комплексного сопротивления нефтяной эмульсии протекающей по датчику. Установленный на измерительную линию первичный преобразователь преобразует параметры датчика, с протекающей по нему нефтью, в токовый сигнал, который в блоке обработки преобразуется с помощью встроенного микропроцессора в числовое значение влажности и выдается в зависимости от выбранного пользователем режима на индикатор блока и внешние устройства регистрации данных. Вывод мгновенного значения влажности нефти возможен только при наличии импульсов, поступающих с расходомера или от встроенного в блок обработки генератора секундных импульсов.
При отсутствии внешних запросов от оператора или по линии телемеханики, в счетчике брутто блока обработки автоматически производится суммирование импульсов, поступающих с расходомера. По каждому импульсу расходомера производится преобразование тока первичного преобразователя в числовое значение влажности, которое выводится на дисплей. С помощью ЦАП значение влажности преобразуется в аналоговую форму для последующей передачи в токовом виде на самопишущий прибор. Параллельно с процессом накопления брутто в счетчике нетто производится суммирование объема чистой нефти. Каждое целое единичное значение нетто сопровождается однократным кратковременным (около 200мс) срабатыванием реле. Это позволяет выводить значение нетто на регистрирующие устройства. Процесс приема данных с первичного преобразователя, их преобразование и выдача результатов на внешние устройства происходит непрерывно. С приходом 1000000 импульсов расходомера счетчики обнуляются, и процесс обработки информации начинается заново. Настройка влагомера на диэлектрическую характеристику (сорт) нефти производится либо по предварительно записанной на объекте эксплуатации характеристике, либо по усредненной характеристике, имеющейся в запоминающем устройстве блока обработки. Питание первичного измерительного преобразователя и узлов блока обработки осуществляется от встроенного в блок импульсного источника питания ИПС. Стабилизация вторичных питающих напряжений производится линейными интегральными стабилизаторами СН.
Рис. 1.1. Структурная схема влагомера
1.4. Порядок работыВ зависимости от положения переключателей "УСТ." и "ПРОГ.", расположенных на передней панели блока обработки и внешних сигналов, возможны следующие режимы работы влагомера: • ОСНОВНОЙ РЕЖИМ ВЛАГОМЕРА (РЕ1); • РЕЖИМ УСТАВКИ ПО ВРЕМЕНИ (РЕ2); • РЕЖИМ ВЫБОРА И ЗАПИСИ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТИ (РЕЗ); • РЕЖИМ УСТАВКИ ПО ВЛАЖНОСТИ (РЕ4); • ОБСЛУЖИВАНИЕ ВНЕШНИХ ЗАПРОСОВ. В скобках указаны символы, отображаемые на дисплее при переключении выше указанных переключателей. Индикация номера режима РЕ1-РЕ4 производится при первом включении прибора или после изменения состояния переключателей "УСТ." и "ПРОГ.".
ОСНОВНОЙ РЕЖИМ
Тумблеры "УСТ." и "ПРОГ." установлены в нижнее положение. На индикаторе блока высветится номер режима PE1.
Режим измерения мгновенной влажности
Измерение мгновенной влажности возможно только при подключенном расходомере или включенном генераторе тактовых импульсов. Частота входных импульсов не должна превышать 10 в секунду. При поступлении импульсов с расходомера или от внутреннего генератора производится их суммирование (определение брутто). По каждому импульсу выполняется преобразование входного сигнала, поступающего с первичного преобразователя, из аналоговой формы в цифровую для дальнейшего расчета микропроцессором величины мгновенной влажности. По импульсу расходомера рассчитанное значение мгновенной влажности выводится в токовом виде (4-20ма) для последующей регистрации на самопишущем приборе (контакты 6, 7 разъема XI). Одновременно с расчетом и выводом величины мгновенной влажности определяется величина процента и объема (при соответствии поступающих импульсов единице объема) чистой нефти. Величина объема в целом, кратном единице, виде выводится на релейный выход (контакты 3, 16 разъема XI). Одна единица объема чистой нефти соответствует одному срабатыванию реле. Запуск режима осуществляется нажатием кнопки . На индикаторе блока будет представлена информация, изменяющаяся с приходом импульса расходомера:
• nnnnnn - число импульсов поступивших на блок обработки на данный момент времени (брутто); • www - мгновенное значение влажности, соответствующее моменту прихода последнего импульса расходомера. В крайнее левое знакоместо индикатора выводятся символы сопровождения: - выход за пределы шкалы сверху - выход за пределы шкалы (более 10,0 %) снизу (менее 0,0%) Если входной сигнал вышел за нижний предел шкалы (величина мгновенной влажности оказалась ниже точки 0,0% рабочей характеристики), но изменение не превысило 20% от величины входного тока, то на индикатор в крайней правый разряд будет выведен дополнительный символ "r", сигнализирующий наличие газа в контролируемой среде; если же это изменение превысило 40% от величины входного тока, то на индикатор вместо показаний влажности будут выведены прочерки "---", свидетельствующие о неисправности первичного преобразователя или обрыве линии связи первичного преобразователя с блоком обработки. Индикация выбранной рабочей характеристики нефти, по которой рассчитывается величина мгновенной влажности, производится при нажатии кнопки . На индикаторе будет выведено сообщение:
• Имя - символы характеризующие тип характеристики (НСП или ОПЕР) ; • www - мгновенное значение влажности нефти по выбранной характеристике; • NN - номер выбираемой характеристики нефти.
Режим определения средней влажности По нажатию кнопкина индикатор выводится величина средней влажности на текущий момент времени и объем чистой нефти. На индикаторе блока будет представлена информация:
• nnnnnn - объем чистой нефти; • www - средняя влажность нефти за период от момента включения влагомера до момента нажатия кнопки . Запуск этого режима не влияет на прием и обработку поступающей информации от первичного преобразователя. Влагомер постоянно готов к обслуживанию запросов по линии телемеханики. Если входной сигнал вышел за нижний предел шкалы, и рассчитанная величина мгновенной влажности оказалась ниже точки 0,0% рабочей характеристики, то при запуске режима произойдет следующее: • на 10% - прекращается вывод чистой нефти через релейный выход • на 20% - на индикаторе появится сообщение о наличии газа в нефтяной эмульсии
• на 40% - на индикаторе появится сообщение о неисправности первичного преобразователя
Данные свойства этого режима сохраняются при обслуживании внешних запросов.
РЕЖИМ УСТАВКИ ПО ВРЕМЕНИ
Применение таймера в качестве обычных часов, при запуске данного режима невозможно. Тумблер "УСТ." устанавливается в верхнее положение, тумблер "ПРОГ." устанавливается в нижнее положение. На индикаторе высветится номер режима РЕ2. Оператор с помощью кнопок блока обработки задает временной интервал, по истечении которого производится вывод на индикатор и внешние устройства регистрации рассчитанных значений средней влажности и объема чистой нефти за установленный интервал времени. Включение режима уставки осуществляется нажатием кнопки . На индикаторе блока появится сообщение:
• чч - время уставки (часы); • мм - время уставки(минуты); • www - мгновенное значение влажности. Символ "о" в заголовке режима указывает на ожидание запуска режима уставки оператором (возможно при ненулевом значении). Запуск режима уставки осуществляется нажатием кнопки и возможен, если введена уставка временного интервала, в противном случае на индикаторе блока появится сообщение FALSH. После нажатия кнопки на дисплее блока появится сообщение:
• чч - время уставки(часы); • мм - время уставки(минуты); • www - мгновенное значение влажности. По истечении заданного временного интервала блок выдаст на внешние устройства соответствующую информацию, а на индикатор сообщение:
• nnnnnn - объем чистой нефти; • www - средняя влажность нефти за заданный временной интервал. Сообщение высвечивается на индикаторе около 5 сек, после чего все накопленные данные сбрасываются, а работа автоматически возобновляется с величиной уставки - влагомер будет работать в циклическом режиме непрерывно. По истечении 5 секунд на индикаторе блока снова появится сообщение, выводимое при запуске режима. Выключение режима уставки осуществляется кнопкой . На дисплей блока будет выведен номер режима РЕ2, указывающий либо на возможность повторного входа в режим уставки по времени, либо для выхода в другие режимы. Величина установленного интервала уставки при этом не уничтожается и сохраняется для использования в дальнейшем. При исчезновении напряжения в сети величина уставки и контролируемые параметры сохраняются. При восстановлении напряжения в сети прибор продолжит работу в этом режиме.
РЕЖИМ ВЫБОРА/ЗАПИСИ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Тумблер "ПРОГ." устанавливается в верхнее положение, тумблер "УСТ." - в нижнее положение. На индикаторе высветится номер режима РЕЗ. Выбор характеристик Фирма-изготовитель поставляет влагомер, как минимум, с тремя занесенными в память прибора характеристиками. Первая (под номером НСП 01) - усредненная технологическая, вторая и третья (под номерами 02 и 03 соответственно) - нефтяные, записанные на стенде в лаборатории фирмы - изготовителя. Пользователь имеет возможность записи восьми характеристик. Все характеристики размещаются в микросхеме с энергонезависимым хранением записанных данных зарубежного производства 24LC04B. Запуск режима осуществляется нажатием кнопки . На индикаторе будет выведено сообщение:
• www - мгновенное значение влажности нефти по выбранной характеристике; • NN - номер выбираемой характеристики нефти. При первом включении режима первой загружается характеристика НСП 01. Кнопкой производится перебор имеющихся характеристик. Запись характеристики осуществляется нажатием кнопки - старт режима записи характеристики. На индикаторе высветится сообщение:
• ОП1 - номер пользовательской характеристики, которая будет создана. • www - процент влагосодержания, рассчитываемый по данным базовой характеристики.
РЕЖИМ УСТАВКИ ПО ВЛАЖНОСТИ
Тумблеры "УСТ." и "ПРОГ." на передней панели блока обработки устанавливаются в верхнее положение. На дисплей будет выведен номер режима РЕ4. При введенной уставке по достижении влажности установленной величины срабатывает реле К2. Контакты реле (группа на переключение) выведены на разъем XI (контакты 4,17) и могут применяться для включения сигнализации или других внешних устройств. Запуск режима осуществляется кнопкой . В этом режиме контролируются значения мгновенной влажности и величина уставки. Символы "УНо" на индикаторе определяют состояние ожидания ввода уставки. При повторном входе в режим величина предыдущей уставки не теряется. На индикаторе блока обработки появится сообщение:
• uu - величина уставки, % • www - мгновенное значение влажности, %
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ФУНКЦИИ
Дополнительные функции прибора следующие: • обслуживание внешних запросов по линии телемеханики • включение /отключение реле количества чистой нефти (нетто) Управление дополнительными функциями производится с помощью DIP-переключателей установленных на печатной плате блока обработки. Доступ к DIP-переключателям осуществляется снятием верхней крышки корпуса блока обработки.
Обслуживание внешних запросов Запрос по линии телемеханики осуществляется подачей импульса на контакт 9 или 10 разъема XI. При поступлении импульса запроса на индикатор блока будет выведено сообщение
После обработки данных следует сообщение
• nnnnnn - объем чистой нефти; • www - средняя влажность нефти за период от момента включения влагомера до момента поступления запроса. На аналоговом выходе производится вывод значения средней влажности токовым сигналом 4 - 20ма (контакты 6, 7 разъема XI). Сообщения на индикаторе высвечиваются около 10с, после чего происходит возврат в текущий режим работы влагомера.
Таким образом, рассмотрев влагомер сырой нефти ВСН-1 можно сказать, что данный прибор:
Результаты измерений и вычислений представляются на цифровом табло влагомера ВСН-1. Информация о средней влажности и объеме чистой нефти, по запросу пользователя может передаваться на систему телемеханики и самопишущий прибор. Уставка предельной влажности может быть задана во всем диапазоне измерения влажности. Отстой свободной воды перед измерением влажности не требуется.
1.5. Первичный преобразовательВ рассматриваемом влагомере сырой нефти ВСН-1 используется емкостной первичный преобразователь. Он использует значительную разницу диэлектрической проницаемости нефти (около 2,5) и воды (80). Такая разница в диэлектрических проницаемостях воды и нефти позволяет создать влагомер с высокой чувствительностью. Принцип действия такого влагомера заключается в измерении емкости конденсатора, образованного двумя электродами, опущенными в анализируемую водонефтяную эмульсию. Известно, что емкость конденсатора , где S — поверхность обкладок конденсатора; ε — диэлектрическая проницаемость среды между обкладками; d — расстояние между обкладками. Если принять, что S — площадь электродов (обкладок конденсатора), опущенных в анализируемую эмульсию, и d — расстояние между ними неизменны, то емкость конденсатора С, очевидно, будет зависеть от изменения ε, т. е. от изменения содержания воды в нефти. Исследования, проведенные рядом ученых, показали, что диэлектрическая проницаемость нефти зависит от ее физико-химического состава (т. е. различна для разных нефтей), температуры и количества растворенного в ней газа. Поэтому однозначная зависимость емкости конденсатора, являющегося датчиком прибора, от количества воды в нефти может быть получена только при компенсации влияния указанных факторов.
Рис.1.2. Схема емкостного датчика
Схема емкостного датчика влагомера приведена на рис 2. Корпус 1 внутри покрывается эпоксидной смолой или бакелитовым лаком для защиты его от коррозии и отложений парафина. На фланце 6 монтируется внутренний электрод, длину которого можно регулировать вращением штока 4. К стальному патрубку 7, укрепленному на фланце 6 с помощью кольца 8, крепится стеклянная труба 2. Внутри трубы на длине 200 мм распылением наносится слой серебра, который является внутренним электродом 3 датчика. Вращая штурвалом 5 шток 4, можно перемещать в электроде 3 металлический цилиндр 9, контактирующий с серебряным покрытием, настраивая таким образом влагомер на измерение содержания воды в нефтях различных сортов. В качестве внешнего электрода используется корпус 1 датчика. Датчик устанавливается в вертикальном положении, что обеспечивает однородность потока. Для компенсации влияния температуры предусмотрен электрический термометр 10 с мостом температурной компенсации.
Глава 2. Практическая часть
2.1. Методы и приборы для измерения расхода пара, газа и жидкости
Количество вещества выражается в единицах объема или массы (т.е. в м3 или килограммах). Количество жидкости с равной степенью точности может быть измерено и объемным, и массовым методами, количество газа - только объемным. Для твердых и сыпучих материалов используется понятие насыпной или объемной массы, которая зависит от гранулометрического состава сыпучего материала. Для более точных измерений количество сыпучего материала определяется взвешиванием. Расходом вещества называется количество вещества, проходящее через данное сечение трубопровода в единицу времени. Массовый расход измеряется в кг/с, объемный - в м3/с. Приборы, измеряющие расход, называются расходомерами. Эти приборы могут быть снабжены счетчиками (интеграторами), тогда они называются расходомерами-счетчиками. Такие приборы позволяют измерять расход и количество вещества. Классификация: Механические объемные ковшовые барабанного типа мерники скоростные по методу переменного перепада давления по методу постоянного перепада давления напорные трубки ротационные Электрические электромагнитные ультразвуковые радиоактивные
Метод переменного перепада давления Является самым распространенным и изученным методом измерения расхода жидкости, пара и газа. В измерительной технике сужающими устройствами являются диафрагмы, сопла и сопла Вентури. Наиболее часто из них применяются диафрагмы, которые представляют собой тонкий диск, установленный в трубопроводе так, чтобы его отверстие было концентрично внутреннему контуру сечения трубопровода. Сужение потока начинается до диафрагмы. Затем на некотором расстоянии за ней благодаря действию сил инерции, поток сужается до минимального значения, а далее постепенно расширяется до полного сечения трубопровода. Перед диафрагмой и за ней образуются зоны с вихревым движением. I - I - сечение потока до искажения формы. II - II - сечение в месте максимального сужения. Рп - потери давления на трение и завихрения. Разность давлений Р1 - Р2 зависит от расхода среды, протекающей через трубопровод. В случае использования сопла струя, протекающая через него, не отрывается от его профилированной части и поэтому Рп меньше.
Перепад давления измеряется дифманометрами. Комплект расходомера состоит из элементов: 1) сужающее устройство (Д); 2) импульсные трубки (Т); 3) дифманометр (ДМ). В качестве дифманометров обычно используются преобразователи разности давлений типа "Сапфир".
Расходомеры постоянного перепада давления К ним относятся гидродинамические, поршневые, поплавковые, ротаметрические расходомеры. Наиболее распространенными приборами группы расходомеров постоянного перепада давления являются ротаметры (рис. 2.3.), которые имеют ряд преимуществ перед расходометрами переменного перепада давления: а) потери Рп незначительны и не зависят от расхода; б) имеют большой диапазон измерения и позволяют измерять малые расходы. Принцип действия основан на измерении положения Н поплавка, вращающегося в расширяющейся кверху трубке под влиянием направленной вверх струи.
Q - расход проходящего через трубку газа или жидкости, a - угол наклона стенок трубки. Зависимость Н от Q нелинейна, но в начальном и среднем участках равномерность делений шкалы искажается в незначительной степени. Отсутствие прямой зависимости между Q и Н требует индивидуальной градуировки каждого прибора. Ротаметрические трубки обычно изготавливаются из стекла, на которое наносится шкала. Ротор также может быть изготовлен в виде шарика или диска.
Расходомеры переменного уровня
Используются для измерения расходов смесей продуктов, содержащих твердые частицы, пульсирующих потоков, особо активных сред. Измерения осуществляются при атмосферном давлении. Состоит из элементов (рис. 2.4.): 1 - калиброванный сосуд, 2 - уровнемерное стекло, 3 - отверстие в днище, 4 - перегородка для успокоения потока.
Расходомеры скоростного напора Измерение расхода основано на зависимости динамического напора от скорости потока измеряемой среды. Дифманометр, соединяющий обе трубки, показывает динамическое давление, по которому судят о скорости потока и, следовательно, о расходе.
2.2. Расчет среднего суточного расхода природного газа, измеряемого расходомером с диафрагмой
Исходные данные:
азота 2,68 % мольных; двуокиси углерода 0,37% мольных;
диафрагмы β =0,0000165; трубопровода β' =0,0000165.
Задание: Определить средний суточный расход газа.
Порядок выполнения расчета
.
, коэффициент расхода α =0,6630 при , m =0,4096 и D=250 мм.
3. Планиметрическое число N=5,72 находится в процессе обработки диаграммы расходомера.
Определим: - среднее значение перепада давления ; - абсолютное давление ;
- отношение .
4. Найдем показатель адиабаты газа
где Т= t +273,15.
5. Коэффициент расширения определяется по формуле: .
6. Коэффициент коррекции расхода Крт .
7. Коэффициент коррекции расхода Кρ .
8. Комплексные коэффициенты приведения избыточного давления Кр и температуры Кт
9. Псевдоприведенные избыточное давление и температура определим по формулам: ;
10. Коэффициент сжимаемости смеси
а) при =25 кгс/см² - линейная интерполяция между и ,
б) при =25,5 кгс/см² - линейная интерполяция между и
,
в) при =25,1 кгс/см² - линейная интерполяция между значениями .
11. Коэффициент коррекции расхода . 12. Значение = 0,9996.
Определение коэффициента коррекции расхода на число Рейнольдса
13. Найдем расход Q при =1 . 14.Коэффициент динамической вязкости газа .
а) Псевдокритические параметры и
;
б) Приведенные давление и температура ; . 15. Определим число Рейнольдса для среднего часового расхода Qср=Q/24 .
16. Рассчитаем вспомогательные величины, необходимые для определения действительного числа Рейнольдса: а) ; б) . 17. Коэффициент коррекции на число Рейнольдса (используется тождество ) . 18. Найдем расход Q при =0,999:
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В первой части данного курсового проекта описывается устройство и принцип действия влагомера сырой нефти ВСН-1. Автоматический поточный влагомер сырой нефти ВСН-1 с диапазоном измерения влажности до 100 % используется для организации внутри- и межпромыслового учета нефти (на узлах оперативного и бригадного учета нефти); позволяет оптимизировать процесс подготовки нефти, сэкономить электроэнергию и химреагент (на установках подготовки нефти); а также при применении на групповых замерных установках позволяет определить дебит скважин по чистой нефти как для целей учета, так и для оптимизации эксплуатации месторождений (модификация ВСН-1-СП). Во второй расчетной части мною были рассмотрены методы и приборы для измерения расхода пара, газа и жидкости и была решена задача определения среднего суточного расхода газа. В приложении приведена функциональная схема автоматизации сырьевых насосов на формате А1, а так же спецификация к этой схеме.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
3. Тугашова Л. Г., Алаева Н. Н., Абдулкина Н. В.Методические указания к выполнению курсовых работ (проектов). - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2007. – 60 с.
Приложение 1
Спецификация на датчики и нормирующие преобразователи:
Похожие статьи:
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||