СКАЧАТЬ:   gotovo.zip [1,32 Mb] (cкачиваний: 97)

 

 

ОТЧЁТ

 

 

производственно-профессиональной практики студента

 

Место практики ОАО «АНК « Башнефть» «Башнефть- Янаул»

 

 

 

 

Содержание

 

Система измерений количества и показателей качества нефти………………….3

Основные определения……………………………………………………………...3

Список сокращений и обозначений………………………………………………...4

Состав и схемы СИКН………………………………………………………………4

   Технологическая схема ППСН (ПСП) «Калтасы»…………………………4

   Технологический  режим  работы  СИКН…………………………………..5

   Структурная схема СИКН…………………………………………………....5 

   Структурная схема СОИ……………………………………………………...5

   Резервная схема учёта нефти…………………………………………………5

Меры безопасности…………………………………………………………………..6

Эксплуатация  СИКН………………………………………………………………...7

    Способ  и  периодичность  отбора  проб в БИК……………………………7

    Виды  и  периодичность  испытаний проб нефти………………………….7 

    Перечень  контролируемых  параметров,  порядок  и  периодичность

          их  контроля………………………………………………………………8

    Техническое обслуживание………………………………………………….8

Эксплуатация и пользование программного комплекса АРМ-оператора «CROPOS»……………………………………………………………………………9

Основные функции………………………………………………………………….10

Основное меню……………………………………………………………..10

Мнемосхема и ее элементы………………………………………………..10

Сигнализация аварийных и предаварийных ситуаций…………………..12

Работа с историческими трендами………………………………………..13

Работа с текущей и архивной документацией……………………………15

Работа с мнемосхемой……………………………………………………...16

1)Работа с элементами окна……………………………………….16

2) Управление насосом…………………………………………….17

3) Управление регулятором расхода, давления…………………..17

4) Управление пробоотборником…………………………………18

Настройка аналоговых датчиков…………………………………………..18

Формирование и печать выходных форм…………………………………19

Формирование «Паспорта качества»……………………………………...19

Список использованной литературы……………………………………………….20

Приложение 1………………………………………………………………………..21

Приложение 2………………………………………………………………………..22

Приложение 3………………………………………………………………………..23

Приложение 4………………………………………………………………………..24

Приложение 5………………………………………………………………………..25
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) – совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на методе динамических измерений массы брутто нефти, и предназначенная для:

• получения информации об измеряемых параметрах нефти;
• автоматической иручной обработки результатов измерений;
• индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки. 

СИКН   предназначена  для  определения  количества и  качества  нефти, с погрешностью не  превышающей ± 0,25%  по массе  брутто, поставляемой  ОАО АНК «Башнефть» на  приемо-сдаточный  пункт нефти  ППСН (ПСП)  «Калтасы» для сдачи  Арланскому  нефтепроводному управлению ОАО «Уралсибнефтепровод»

 

Основные определения

Средства измерений - преобразователи расхода (объемного и массового), преобразователи плотности, влагосодержания, вязкости, температуры, давления. В резервной схеме учета нефти – резервуары, уровнемеры, преобразователи плотности и температуры.

Средство обработки информации (СОИ) – вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно – качественных параметрах нефти, измеренных первичными преобразователями и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

Технологическое оборудование, использующееся  в составе СИКН – трубопроводы, запорная и регулирующая арматура, фильтры,  циркуляционный насос, пробоотборники, пробозаборное устройство, дренажные емкости, промывочный насос с соответствующей технологической обвязкой и др.

Измерительная линия (ИЛ) – часть конструкции СИКН, состоящая из преобразователей расхода (ПР) в комплекте со струевыпрямителями и прямолинейными участками трубопроводов, оснащенными устройствами отбора давления и карманами для термометров, датчиками температуры и давления, задвижками и фильтрами.

Измерительная линия рабочая – измерительная линия, находящаяся в работе при нормальном режиме эксплуатации СИКН.

Измерительная линия контрольная – измерительная линия, применяемая для контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода и для обеспечения учета количества нефти при поверке ПР рабочих измерительных линий.

Измерительная линия резервная – измерительная линия, находящаяся в ненагруженном резерве, которая в любой момент времени может быть включена в работу.

Фактический параметр – реальное зафиксированное приборами значение контролируемой величины.

 Список сокращений и обозначений

 

БИК – блок измерения показателей качества нефти;

ВЛ – влагомер;

ВС – вискозиметр;

КМХ – контроль метрологических характеристик;

ИЛ – измерительная линия;

НА – насосный агрегат;

ПА – пробоотборник;

ПУ – поверочная установка;

ПР – преобразователь расхода;

ПЛ – плотномер;

РР – регулятор расхода;

РД – регулятор давления;

СИКН – система измерения количества и показателей качества нефти;

ТПУ – турбопоршневая установка.

 

 

Схемы  СИКН.

 

В состав СИКН  входят следующие функциональные блоки:

• блок измерительных линий БИЛ состоит состоит из 5-х линий:ИЛ№1, №2, ИЛ №3, ИЛ №4, ИЛ №5  
• блок измерения показателей качества нефти (БИК);
• стационарная трубопоршневая поверочная установка (ПУ) предназначена  для  поверки,  контроля  метрологических  характеристик  преобразователей расхода.
• устройство обработки информации (СОИ);
• датчик наличия свободного газа на выходном коллекторе;
• щелевое пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-85, установленное до регулятора давления;
• регулятор давления на выходе СИКН;
• узел подключения передвижной  ПУ предназначен  для  подключения  передвижной  ПУ  с  целью  поверки  стационарной  ПУ  или  преобразователей  расхода 
• байпасная линия СИКН.
• Узел  регулирования  давления предназначен  для  регулирования  давления  на  СИКН  и  установлен  на  выходном  коллекторе  СИКН.   
• Дренажные  подземные  емкости  (2шт.) предназначены  для  дренажа  учтенной  и  неучтенной  нефти Е2 и Е3, V=12,5 м³  .  

 

Технологическая схема ППСН (ПСП) «Калтасы».

  Технологическая схема СИКН № 612  ППСН (ПСП)  «Калтасы» приведена в приложении №1 и обеспечивает:

• автоматическое  измерение  количества  нефти  в  единицах  объема  и  массы;
• автоматическое  измерение  плотности,  влагосодержания,  вязкости,  давления  и  температуры  нефти;
• автоматическое  измерение  перепада  давления  на  фильтрах;
• автоматический  контроль  наличия  свободного  газа;
• автоматический  и  ручной  отбор  пробы  нефти;
• автоматическое  регулирование  расхода  по  измерительным  линиям:
• автоматическое  регулирование  давления  в  выходном  коллекторе  СИКН;
• контроль  уровня  в  дренажных  емкостях
• поверку  рабочих  и  контрольного  турбинных  преобразователей  расхода  (ПР)   по  стационарной  и  передвижной  ПУ;
• контроль  метрологических  характеристик  ПР и ПП;
• поверку  стационарной  ПУ  по  передвижной  ПУ;
• сбор  продуктов  утечек  и  дренажа  в    дренажную  систему.

 

Технологический  режим  работы  СИКН:

• рабочий  расход  суммарный.….…………….…200-1250 м³/ч
• температура  нефти……………………………..15- 30 ^оС;
• рабочее  давление………………………..……… 0,5 МПа
• режим  работы  …………………………………периодический;
• плотность  нефти ……………………………….877-895 кг/м³;
• вязкость  нефти………………………………..не  более  40 сСт.

 

 

Структурная схема СИКН.

         Структурная схема СИКН представлена в Приложении №2. Схема отражает состав средств измерений, их соединение и размещение в двух зонах:

• взрывоопасная зона;
• взрывобезопасная зона.

 

Структурная схема СОИ.

     Основные сигналы, обеспечивающие учёт перекачиваемой нефти, поступают с ПР, плотномера, преобразователей температуры и давления на устройство обработки информации (СОИ) «Solartron 7955». СОИ обрабатывает поступающую информацию и имеет выход на верхний уровень для регистрации, составления отчётных форм и приёмо-сдаточных актов.

Система имеет канал связи для передачи данных о работе оборудования СИКН по системе телемеханики в диспетчерскую службу Арланского НУ.Аварийные сигналы регистрируются по мере поступления в базе данных СОИ.

 

Резервная схема учёта нефти.

При отказе СИКН №612 сдача нефти осуществляется по  существующим  СИКН  №348  НСП «Краснохолмский»,  СИКН №603  НСП «Шушнур»,  СИКН №609  НСП «Кереметово».

Решение о переходе на резервную схему учёта нефти принимают представители филиала «Башнефть-Янаул» и Арланского НУ при выходе из строя СИКН.               Переход на резервную схему учета нефти осуществляют в случаях:

а) одновременного отказа ПР, фильтров или струевыпрямителей на рабочей и резервной ИЛ;

б) падения давления нефти после ПР ниже 0,21 МПа  и невозможности установления  нормируемого значения;

в) реконструкции и проведения плановых работ по обслуживанию, требующих остановку СИКН, - по взаимному согласию сдающей и принимающей сторон;

г) отключения электроэнергии;

д) наличия утечек нефти через задвижки (или отказ), установленных на байпасном трубопроводе СИКН;

е) аварийных ситуаций, при которых эксплуатация СИКН невозможна (пожар и т.д.).

      При выходе из строя резервной схемы учёта (при неработающей основной схеме) приём и сдача нефти прекращаются.

 

 Меры безопасности.

 

Условиями  безопасной  эксплуатации  и  технического  обслуживания    СИКН  является  знание и соблюдение персоналом требований «Правил техники безопасности и промышленной санитарии  при эксплуатации магистральных трубопроводов», эксплуатационной  документации,  а  также  ППБ 01-93  и  действующих  инструкций  по  охране  труда.

1. При обслуживании СИКН работать в спецодежде.
2. Не допускать разлива нефти на территории площадки СИКН.
3. Для проведения огневых работ оформлять разрешение в установленном порядке.
4. Не допускать отогрева застывших трубопроводов открытым огнем.
5. Не допускать повышения давления свыше установленного для данного участка трубопровода или технологического участка.
6. При переключении участков трубопроводов во время перекачки необходимо закрывать задвижки только после открытия задвижек в новом направлении перекачки.
7. Запрещается стоять под любыми работающими грузоподъемными механизмами.
8. Запрещается развинчивать любые болтовые соединения задвижек или фланцев на СИКН при ремонтных работах, не убедившись в отсутствии избыточного давления в системе.
9. Эксплуатация не взрывозащищенного оборудования и приборов запрещается.
10. Во всех других случаях  необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и местными Инструкциями по ОТ.

 

Эксплуатация  СИКН.

 

Способ  и  периодичность  отбора  проб в БИК.

 

Отбор  проб для испытаний нефти проводится  в   соответствии  с  ГОСТ  2517-85 «Нефть  и  нефтепродукты.  Методы  отбора  проб»,  устанавливающий  общие  требования  к  отбору,  транспортированию  и  подготовке  к  хранению  проб,  предназначенных  для  определения   состава  и  свойств  товарной  нефти.

Испытания  проб проводятся  в химико-аналитической  лабораториианализа  нефти  ЦНИПР филиала АНК «Башнефть» «Башнефть-Янаул».   

Отбор  проб  осуществляется  автоматически пробоотборником  фирмы    «Clif  Mock», установленном в БИК.

Снятие  бачка   с  пробой  нефти  производится  операторами  ППСН (ПСП) «Калтасы»  и  Арланского НУ  совместно,  два  раза  в  сутки  (по   сменам):  через  12 часов  и    после  окончания  планового  суточного  объема  откачки  в  течение  2-х  последующих  часов.  Бачок  с  отобранной  пробой  закупоривается и переносится  в  химико-аналитическую  лабораторию ППСН ПСП) «Калтасы» для проведения анализа  нефти. 

Пробу подготавливают на установке М20-3 (смесительная система для пробоотборника CLIF MOCK) согласно инструкции на пробоотборник CLIF MOCK, для проведения испытаний. Объединенную  пробу  нефти  делят  на  две  равные  части.  Одну  часть  пробы  испытывают,  другую  -  хранят  опечатанной, в течение 15 суток,  на  случай  разногласий   в  оценке  качества  нефти. Бутылки  с  пробами  должны  быть  герметично  закупорены.

 

Виды  и  периодичность  испытаний проб нефти.

 

Согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»  производятся следующие виды испытаний проб  нефти:

Плотность                                                                   2  раз  в  сутки;

Содержание  общей  серы                                          2 раз  в  сутки;

Содержание  хлористых  солей                                 2 раз  в  сутки;

Содержание воды                                                       2 раз  в  сутки;

Давление  насыщенных  паров                                   2 раза  в сутки;

Содержание  мех.  примесей                                                1 раз  в  10 дней;

Хлорорганические  соединения                                 1 раз  в 10  дней;

Содержание  парафина                                                        1 раз  в 10  дней;

Выход  фракций                                                          1 раз  в 10  дней;

Массовую  долю  сероводорода,

метил- и этилмеркаптанов                                          1 раз  в 10  дней;

 

Перечень  контролируемых  параметров,  порядок  и  периодичность  их  контроля.

 

      Через каждые 2 часа смены   операторы ППСН (ПСП) «Калтасы»  и  Арланского  НУ  обязаны контролировать:

–       давление  в  выходном  коллекторе;

–       отсутствие  свободного  газа;

–       перепад  давления  на  фильтрах  тонкой  очистки;

–       температуру нефти в ИЛ и БИК;

–       давление нефти в ИЛ и БИК;

–       показания  влагомера в БИК;

–       вязкость;

–       производить  внешний  осмотр  средств  измерений   и вспомогательного  оборудования  СИКН.

       Выше  перечисленные  параметры  контролируются  постоянно.  При  появлении  аварийных  сигналов,  операторы  обязаны  проанализировать  причину  отклонения  технологических  параметров,  проверить  показания  манометров,  перепад  давления  на  фильтрах,  температуру  нефти  в  БИК  по  показаниям  ртутного  термометра,  поставить  в  известность  мастера – технолога,  диспетчера  и начальника  установки ППСН (ПСП)  «Калтасы», а также начальника  цеха  ППН  филиала «Башнефть-Янаул» и  Арланское  НУ.  

      

 

Техническое обслуживание.

 

      Техническое  обслуживание  (ТО)  включает  в  себя  комплекс  операций  по  поддержанию  в  надлежащем  порядке  средств  измерений, технологического  оборудования    СИКН,  ТПУ  при  использовании  по  назначению  и  при  нахождении  в  резерве  (включая  текущий  и  средний  ремонт).

      Техническое  обслуживание  ППСН (ПСП) «Калтасы» филиала  «Башнефть- Янаул» производится с привлечением  подрядных  организаций  и  предусматривает  проведение  ТО  СИКН:

-ежедневного;

-по  графикам;

-внеочередного  (по заявкам);

      Целью  ежедневного  технического  обслуживания  является  проверка  и  подтверждение  готовности  СИКН  к  применению.  Ежедневное  ТО  проводят  силами  персонала  текущей  смены  (оперативным  персоналом). 

 

Эксплуатация и пользование программного комплекса АРМ-оператора «CROPOS».

 

Программный комплекс «CROPOS» предназначен для применения в составе систем измерения количества и параметров качества нефти с использованием двустороннего обмена с контроллерами. Обеспечивает отображение метрологических и технологических параметров по СИКН, управление процессами измерения, поверки и сличения по ТПУ, контроль и выработку аварийных сигналов при выходе параметров за допускаемые пределы, формирование и хранение отчетов, актов приема-сдачи, паспортов качества, протоколов поверки.

Документ содержит описание общих правил работы с программным компонентом, интерфейс оператора и предназначен для всех категорий пользователей.

Пользователь, осуществляющий контроль и управление технологическим процессом в условиях функционирования системы, должен обладать необходимым уровнем знаний и навыков для работы с программным комплексом, иметь общее представление о системе в целом и о работе на персональной электронно-вычислительной машине (ПЭВМ).

     Программный комплекс в составе систем измерения количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов, оснащенных любыми типами преобразователей расхода, обеспечивает:

• двусторонний обмен данными между контроллерами (вычислителями расхода) и АРМ – оператора;
• отображение метрологических и технологических параметров, состояний объектов автоматизации;
• выработку аварийных и предаварийных сигналов при отклонении технологических параметров за допустимые пределы со звуковой сигнализацией и наглядным оповещением (мигание);
• вычисление средневзвешенных значений параметров;
• вычисление массы нетто нефти или нефтепродукта;
• управление процессами поверки ПР по стационарной ПУ;
• управление процессами КМХ ПР по стационарной ПУ;
• управление пробоотборниками пропорционально перекачке;
• КМХ плотномеров по резервному плотномеру, по эталонному, по ареометру при наличии МВИ плотности, по лабораторному плотномеру при наличии МВИ плотности;
• управление исполнительными механизмами (кранов шаровых, регуляторов расхода и т.д.);
• формирование и архивирование отчетных документов (оперативных 2-х часовых,  сменных, суточных, паспортов и актов приема – сдачи валовых и партий нефти);
• архивацию, отображение, и вывод на печать графиков технологических параметров;
• вывод на печать протоколов и  отчетных документов;
• подготовку информации для передачи в систему телемеханики;
• защиту от несанкционированного вмешательства.

В качестве объектов автоматизации приняты:

• преобразователь расхода (ПР);
• пробоотборники (ПА);
• плотномеры (ПЛ);
• вискозиметры (ВС);
• влагомеры (ВЛ);
• поверочная установка (ПУ);
• задвижки (ЗДВ);
• регуляторы расхода (РР);
• краны шаровые (КШ).

Программный комплекс для СИКН предполагает работу с контроллерами и вычислителями, используемыми в составе систем измерения количества и показателей качества.

 

                                      Основные функции

Основное меню 

Главное меню ПК «CROPOS» (рисунок), находится внизу экрана. С его помощью осуществляется переключение между окнами программы.

 

 

Рисунок. Меню ПК CROPOS

          Меню присутствует при любых фрагментах верхней части экрана.

 

-         упрощенная схема СИКН;

-         выбор процессов поверки и контроля метрологических      

характеристик;

 

-         вызов меню оформления документов, просмотр архивов;

 

-         отображение графиков текущих параметров;

 

-         ввод пароля для работы в соответствии с уровнем доступа.

 

 Мнемосхема и ее элементы

В программном комплексе реализован наглядный и функциональный интерфейс. На главной мнемосхеме осуществляется регулярное отображение измеренных параметров датчиков, установленных на узле учета:

-         давление;

-         температура;

-         расход;

-         плотность;

-         влажность и т.д.

Таблица. Основные элементы мнемосхемы

№	Наименование элемента	Изображение элемента,                                               возможные варианты
1	Трубопровод
2	Фильтр
3	ПР
4	Плотномер	Плотномер в работе		Плотномер в резерве
5	Влагомер	Влагомер в работе		Влагомер в резерве
6	Автоматический пробоотборник	пробоотборник включен процент заполнения 0%		пробоотборник включен процент заполнения промежуточный
7	Регулятор автоматический с электроприводом	Расхода на линии нет		Расход на линии есть
10	Насос	Насос выключен	Насос включен
11	Регулятор автоматический с электроприводом	Промежуточное положение	Закрыт полностью		Открыт полностью
12	Изображение СТПУ
13	Изображение датчика давления на трубопроводе
	Изображение датчика температуры

В основном окне программы можно наблюдать текущий режим работы СИКН. Подача нефти по линиям определяется по положению арматуры, а также по вращению ПР на линиях и в БИК. Значения параметров каждого элемента технологической схемы расположены около его графического изображения в виде метки. Кроме того, на схеме отображается состояние технологического процесса путем изменения цвета  индикаторов датчиков;

• цифры на зеленом фоне – значение в норме;
• цифры на желтом фоне – значение вышло за предаварийный предел;
• цифры на красном фоне (мерцают)  – значение вышло за аварийный предел;
• цифры на сером фоне – аварийная сигнализация датчика в данный момент отключена, его показания игнорируются программой, т.е. выходы показаний датчика за предаварийные и аварийные пределы не приведут к срабатыванию аварий.

Включение/выключение сигнализации датчиков, расположенных на ПУ (стационарной, передвижной), выполняются в ручном режиме с мнемосхемы. Для того чтобы включить/выключить сигнализацию соответствующих датчиков необходимо навести указатель мыши на надпись контролируемого узла СИКН (например, «СТПУ») и нажать на нее. Если надпись была серого цвета (сигнализация выключена), то после нажатия на нее надпись становится черного цвета и сигнализация всех датчиков  ПУ будет включена.

Для объектов технологической схемы зеленый - объект в работе, серый объект в резерве.

Сигнализация аварийных и предаварийных ситуаций 

Окно событий располагается в нижней части экрана под основным меню, необходимо для отображения текущих событий (рисунок).

 

Рисунок. Окно событий

Цветовая дифференциация в протоколе следующая:

-         сообщение, отображающее действие пользователя, это может быть смена настроек средств измерения, запуск пробоотборников и т.д.;

-         предупредительное сообщение;

-         аварийное сообщение;

-         квитированное сообщение.

При возникновении аварийной ситуации, то есть если параметры датчиков узла учета превысят установленные аварийные границы, немедленно появляется окно аварийных сообщений (рисунок), отображающее все неподтвержденные аварийные сообщения на данный момент времени. Вывод окна сопровождается звуковым сигналом с частотой в 1 секунду, вплоть до момента подтверждения аварии.

 

 

Рисунок. Окно аварийных сообщений

 

 Работа с историческими трендами 

Просмотр динамики изменения параметров работы СИКН возможен по кнопке. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

     Экранная форма трендов состоит из двух частей - экрана просмотра трендов и панели управления .

Панель управления становится доступной при перемещении курсора в левую часть окна трендов.

 

Панель управления содержит:

-         календарь – для выборки даты для просмотра трендов;

-         список архивируемых параметров – для выбора архивного параметра для просмотра.

Экран просмотра трендов помимо изображения графиков, отражающих динамику изменения параметров, содержит дополнительную информацию, такую как полное наименование отображаемых параметров, астрономическая дата архивации (в правом нижнем углу

Первоначально необходимо указать дату, используя календарь на панели управления.

 

Рисунок. Окно управления

 

После выбора даты начнется загрузка информации из базы данных. Процесс загрузки отображается бегущей полосой внизу окна.

Программы имеет два режима просмотра – просмотр одиночного параметра или просмотр группы параметров.

Чтобы осуществить просмотр одного параметра необходимо его выбрать из списка щелчком мыши. При просмотре одиночного параметра к графику добавляются две горизонтальные красные линии, которые соответствуют нижней и верхней аварийным границам для выбранного параметра по состоянию на данный момент времени.

Чтобы осуществить групповой просмотр параметров необходимо добавить параметр, в список просмотра, для этого необходимо при выборе параметра держать нажатой клавишу «Ctrl». Для каждого вновь добавленного в группу просмотра параметра слева окна появляется своя шкала, в которой за минимум будет принята нижняя аварийная граница параметра, а за максимум – верхняя аварийная. Каждый вновь добавленный параметр будет отображаться на графике своим цветом. Такой же цвет будет иметь и наименование параметра и его шкала (рисунок).

При просмотре исторических трендов для удобства просмотра предусмотрены следующие виды навигации:

-         изменение масштаба с помощью клавиш вертикального масштаба на экране просмотра трендов;

-         просмотр величины пикового значения, рядом с которым находится указатель мыши. При перемещении указателя мыши, будет также изменяться и выделение пика. При повторном двойном нажатии на левую кнопку мыши, выделение пика зафиксируется и при перемещении указателя или изображения, изменяться не будет.

 

 

Рисунок. Групповой просмотр параметров

 

 Работа с текущей и архивной документацией 

По нажатию на кнопку в основном меню вызывается окно работы с документами программного комплекса “CROPOS” (Рисунок):

 

 

 

 

2

3

4

 

5

1

 

 

 

Рисунок. Основное окно работы с трендами

1. «Отчет по текущим параметрам» позволяет вызвать окно текущих незавершенных оперативных отчетов ;
2. Формирование паспортов качества и валового акта;
3. Распределение массы нефти по производителям;
4. Заполнение маршрутного поручения, распределение массы нефти по маршрутным поручениям;
5. Архив документов;
6. Настройка формирования документов.

В этом окне предоставляется возможность выбрать документы, которые будут печататься в автоматическом режиме. Для этого необходимо в списке «Распечатать после формирования» выставить флаг на интересующие вас документы.

В левой части выбирается дата формирования и тип архивного документа (Рисунок) оперативный 2-х часовой, сменный, суточный отчеты; журнал регистрации средств измерений СИКН; протоколы поверки и КМХ ПР по ТПУ; акты и паспорт качества нефти, протоколы КМХ плотномера), справа расположено окно предварительного просмотра.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок. Окно архива документов

Работа с мнемосхемой 

Изображение СИКН разбито на блоки с учетом стадий технологического процесса. Оборудование обозначено на экранах согласно технологической нумерации.

При загрузке системы появляется технологическая схема СИКН (приложение№4).

1)Работа с элементами окна

Программный комплекс является оконно – ориентированным интерфейсом, т.е. вся информация, с которой работает пользователь, отображается в соответствующих окнах. 

Два типа поля ввода:

1)    Поля ввода с серым фоном означают, что данные значения поступают с контроллера. Эти значения не могут быть изменены пользователем.

2)    Поля ввода с белым фоном означают, что эти данные вводятся и могут быть изменены. Для пользователей с различными уровнями доступов открыты различные поля для ввода. Если при подведении курсора мыши на элемент появляется рамка, это означает, что по щелчку мыши можно перейти на другое окно или сделать ввод значения параметра.

2) Управление насосом

Возможные состояния насоса:

• насос включен;
• насос выключен.

Процедура управления насосом:

1. Нажать на изображение насоса на мнемосхеме. Появится окно управления Включить или выключить насос;
2. Подтвердить команду управления;

В окне также указываются «Тип», «Заводской номер» «Принадлежит», введенные значения этих полей сохраняются по кнопке «Применить».

3) Управление регулятором расхода, давления

Управление регулятором расхода доступно после нажатия левой кнопкой мыши на его изображение на мнемосхеме.

Регулирование расхода регулятором осуществляется в двух режимах:

• Автоматический режим;
• Ручной режим;

В автоматическом режиме расход поддерживается в заданных пределах программой, в соответствие с заданными уставками.

В ручном режиме пользователь сам устанавливает время одного шага и подает команды.

Необходимы следующие настройки:

1. Задается значение расхода R, которое необходимо поддерживать.
2. «Коридор» R+dR1, R-dR1 в пределах которого должен держаться текущий расход «Мертвая зона» P+dP1, P-dP1.
3. Время движения регулятора за одну команду.
4. Период опроса на вхождение текущего расхода в коридор и подачи команд.
5. По кнопкам ЗАПУСК и ОСТАНОВКА производится запуск и остановка автоматического регулирования.
6. Кнопки ОТКРЫТЬ, ЗАКРЫТЬ позволяют в ручном режиме управлять регулятором, предварительно выставив время регулирования пункт 3.

 

 

 

                                  1 - Требуемый расход

                                            2 – Мертвая зона расхода

                              3 – Максимальное давление

                                          4 – Минимальное давление

                                          5 – Мертвая зона по давлению

 

 

 

Рисунок. Коридор по расходу, по давлению

4) Управление пробоотборником 

                 Окно управления пробоотборником вызывается нажатием левой кнопкой мыши по изображению пробоотборника.

Процедура управления пробоотборником состоит из следующих этапов:

1       Щелкнуть кнопкой мыши по изображению пробоотборника на мнемосхеме, вызвать окно управления.

2        Настроить коэффициенты

Масса перекачки – задаваемый план, рассчитанный на время работы пробоотборника.

Объем пробы – объем нефти, который необходимо набрать за время работы пробоотборника.

Объем дозы -  объем нефти за одно снятие пробоотборником.                         

3       Нажать на кнопку СТАРТ. В строке «Состояние» должен отобразиться текс «Пробоотборник в работе».  По кнопке СТОП пробоотборник останавливается.

Уровень заполнения отображается в процентах.

 

Настройка аналоговых датчиков

Уставки настраиваются по каждому параметру в соответствии с технологической картой СИКН. Для этого нужно щелкнуть мышью по значению необходимого параметра на мнемосхеме.

Откроется окно «Настройка аналоговой переменной».

• НПИ – нижний предел измерения;
• УНА – уставка нижняя аварийная;
• УНТ – уставка нижняя технологическая;
• текущее значение параметра;
• УВТ – уставка верхняя технологическая;
• УВА – уставка верхняя аварийная;
• ВПИ – верхний предел измерения;

По кнопке «Применить» введенные значения сохраняются.

 

 

Формирование и печать выходных форм

     Оформление документов возможно по нажатию на кнопку «Документы» на основной панели меню.

     В окне «Документы» проводится настройка формирования документов, заполнение паспортов качества, валовых актов, маршрутных поручений, а также печать документов в автоматическом режиме, путем выставления флага.

Настройка печатных форм необходима перед началом формирования документов. Проводится она по кнопке «Настройка» в окне «Документы» .

Формирование «Паспорта качества». 

Для формирования «Паспорта качества нефти» (для валовых объемов)  необходимо:

1       Выбрать дату формирования в календаре, по умолчанию - это текущая дата. Ввести номер «Паспорта качества нефти».

2       В случае необходимости выставить флаг на распечатывание документов после формирования, а также указать количество копий. Заполнить поля «Ф.И.О» принимающей, сдающей стороны, лаборатории. «Предприятие», «Доверенность», список фамилий отобразится автоматически после настройки документов. «Дата и время отбора пробы» вносятся вручную.

Занести результаты испытаний: «Паспорта качества нефти»: «Массовая доля воды», «Массовая концентрация хлористых солей» «Массовая доля парафина», «Массовая доля сероводорода», Массовая доля метил - и этилмеркаптанов», «Массовая доля органических хлоридов».

3       Документ формируется по кнопке «Сформировать документ».

Форма «Паспорта качества нефти» (для валовых объемов) сменного, представлена в Приложении 5.

 

 

Рисунок. Паспорт качества нефти и акт приема – сдачи.

Список используемой литературы:

 

• Ø Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти №612 ППСН (ПСП) «Калтасы», 35 с.
• Ø Программный комплекс АРМ-оператора «CROPOS», Егоров А.А.,Вишев А.А.,Хабиров С.С., 73 с
• Ø Инструкция по технике безопасности и промышленной санитарии  при эксплуатации магистральных трубопроводов
• ГОСТ  2517-85 «Нефть  и  нефтепродукты.  Методы  отбора  проб»
• Ø Организация труда и заработная плата работников магистральных трубопроводов и нефтебаз. Изд. «Недра», 1999.-288с.

            Приложение 5

Паспорт качества нефти

№ _____  от ________ г.

Пункт приёма-сдачи нефти                        _______________

Лаборатория предприятия                          ОАО «АНК «Башнефть»

Номер аттестата аккредитации                  _______________ 

СИКН №                                                      ________

Резервуар (мера вместимости)                  ________

Дата и время отбора проб                          ________________

 

№ п.п	Наименование показателя	Метод испытаний	Результат испытаний
1	Температура нефти  на условиях измерения объёма, 0 С	РД153-39.4-042-99
2	Давление нефти при условии измерения объёма, МПа	РД153-39.4-042-99
3	Плотность нефти при температуре и давлении в условиях измерения объёма, кг/м3	МИ 2153-2004
4	Плотность нефти при 20 0 С, кг/м3	ГОСТ 3900,МИ2153
5	Плотность нефти при 15 0 С, кг/м3	ГОСТ Р51069-97
6	Массовая доля воды, %	ГОСТ 2477-65
7	Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, (%)	ГОСТ 21534-76
8	Массовая доля механических примесей, %	ГОСТ 6370-83
9	Массовая доля сера, %	ГОСТ Р 51947-2002
10	Давление насыщенных паров, кПА ( мм.рт.ст.)	ГОСТ 1756-2000
11	Выход фракций, %:                                            -при температуре до 200 0 С               -при температуре до 300 0 С                            -при температуре до 350 0 С	ГОСТ 2177-99
12	Массовая доля парафина,  %	ГОСТ 11851-85
13	Ключевые слова - Похожие статьи: Курсовая работа по дисциплине: «Телеизмерение» на тему: «Передача телеметрических данных от прибора радиоактивного каротажа РКМ-3Ц в малогабаритный индикатор регистратор МИР» Презентация "ВНЕДРЕНИЕ МУЛЬТИФАЗНОГО НАСОСА МОДЕЛИ BN 17-12 V ФИРМЫ «SEEPEX» ДЛЯ ВНУТРИПРОМЫСЛОВОЙ ПЕРЕКАЧКИ МНОГОФАЗНОЙ ЖИДКОСТИ. " Подготовка скважин и наземного оборудования к технологическому процессу Курсовая работа "Опыт создания и управления вертикально-интегрированными структурами" Курсовая работа "Система мероприятий кадровой политики организации по профессиональному мотивированию работников"	Реклама