Измерения влажности в системе измерений количества и показателей качества нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

УДК 622.276.5:53.08

Бакалаврская работа

по направлению подготовки

220200 Автоматизация и управление

ИЗМЕРЕНИЕ ВЛАЖНОСТИ В СИСТЕМЕ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ

Студент гр. БАГ 08-01 С.З. Лутфуллин

Руководитель: ст. преподаватель С.Н. Федоров

Нормоконтролер М.Ю. Прахова

Уфа 2012



РЕФЕРАТ

Объектом исследования является система измерения количества и показателей качества товарной нефти ОАО «Новойл», предназначенная для автоматического определения количества нефти при взаимных расчетах между ОАО «Новойл» и ОАО «Уралсибнефтепровод».

В процессе исследования выполнен анализ существующего уровня СИКН, обоснована необходимость модернизации его системы управления.

Цель работы - выбор влагомера для измерения влажности нефти в СИКН и его поверка.

Новизна работы заключается в использовании метода многофакторного анализа при выборе влагомера. Составление алгоритма поверки и расчёт метрологических характеристик влагомера «Phase Dynamics».

В результате исследования рекомендован к использованию влагомер «Phase Dynamics».

Внедрение отсутствует.

Эффективность работы заключается в повышении точности измерения влагосодержания нефти.



СОДЕРЖАНИЕ

Определения, обозначения и сокращения

Введение

1. Система измерения количества и параметров качества нефти

1.1 Назначение и принцип действия конструкций систем измерения количества и показателей качества товарной нефти

1.2 Блок измерения параметров качества нефти

1.3 Блок измерительных линий

1.4 Блок контрольной линии

1.5 Межблочная технологическая обвязка

1.6 Трубопоршневая поверочная установка

2. Автоматизация систем измерения количества и показателей качества нефти

2.1 Перечень контролируемых параметров, порядок и периодичность их контроля

2.2 Система обработки информации

2.3 Описание технологической схемы автоматизации

2.4 Технические средства автоматизации

3. Анализ измерения влажности нефти

3.1 Влагомер нефти ВТН-1пМ

3.2 Влагомер нефти «Phase Dynamics»

3.3 Влагомер нефти поточный УДВН-1n

3.4 Влагомер нефти ВАД-40

3.5 Сравнительный анализ влагомеров

4. Методика поверки поточного влагомера «Phase Dynamics»

4.1 Операции поверки

4.2 Средства поверки

4.3 Требования безопасности

4.4 Условия поверки

4.5 Подготовка к поверке

4.6 Проведение поверки

4.7 Обработка результатов поверки

4.8 Корректировка нуля влагомера

4.9 Оформление результатов поверки

4.10 Алгоритм поверки

4.11 Результаты расчёта метрологических характеристик влагомера типа «Phase Dynamics»

Заключение

Список использованных источников



ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти

ТПУ - трубопоршневая поверочная установка

СОИ - система обработки информации

БИК - блок измерения показателей качества нефти

БИЛ - блок измерительных линий

ПР - преобразователь расхода

ТПР - турбинный преобразователь расхода

ПУ - поверочная установка

СОИ - система обработки информации

МИД - магнитоиндукционный датчик

ТСПУ - термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом

СВЧ - сверхвысокие частоты

ПАЗ - системы противоаварийной защиты



ВВЕДЕНИЕ

Нефтяной комплекс - это единый технологический процесс нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности страны, сложный инженерный комплекс, осуществляющий добычу и поставку потребителям нефти и нефтепродуктов в заданных объемах с нормированными параметрами качества. Важная роль в этом процессе принадлежит измерениям, которые проводят на многочисленных установках учета количества и качества нефти и нефтепродуктов.

При учете нефти и нефтепродуктов измеряют массу или объем и параметры качества - плотность, содержание балласта (воды, солей, механических примесей, серы), упругость паров и другие параметры, устанавливаемые техническими условиями, стандартами на продукт или соглашением между продавцом и покупателем.

Система измерения количества и параметров качества нефти является одним из основных звеньев системы транспорта и распределения нефти.

Со временем появляются новые технологии и методы измерения качества нефти, появляются новые возможности для более качественной оценки продукта.

Целью работы является выбор влагомера для наиболее качественной оценки содержания воды в нефти и его поверка влагомера.

Задачами бакалаврской работы являются:

- изучение технологии измерения количества и показателей качества;

- изучения средств автоматизации СИКН;

- изучение принципа действия поточных влагомеров;

- обзор и анализ технических характеристик поточных влагомеров;

- составление алгоритма поверки и расчет метрологических характеристик влагомера «Phase Dynamics»;



1. Система измерения количества и показателей качества нефти

нефть турбопоршневой влагомер поверка

1.1 Назначение и принцип действия конструкций систем измерения количества и показателей качества нефти

Система измерения количества и показателей качества нефти предназначена для определения физико-химических показателей (качества) и измерения количества нефти с погрешностью, не превышающей ± 0,25 % по массе «брутто» и ± 0,35 по массе «нетто» при проведении учетно-расчетных операций для передачи нефти в систему нефтепроводов.

СИКН представляет собой совокупность технологического и вспомогательного оборудования, средств измерения СИ устройства обработки, хранения индикации и регистрации результатов измерений, предназначенных для выработки сигналов измерительной информации в форме, удобной для автоматической и ручной обработки и передачи в системы управления. Конструкция системы измерения количества и показателей качества нефти ОАО «Новойл» построена по блочному принципу и состоит из конструктивно законченных блоков и узлов, расположенных на отдельных рамах:

- блок измерения параметров качества нефти;

- блок измерительных линий;

- блок обвязки ТПУ и передвижной ТПУ;

- блок ТПУ;

- блок контрольной линии;

- межблочная технологическая обвязка;

- система обработки информации (СОИ).



1.2 Блок измерения параметров качества нефти

Блок измерения параметров качества нефти предназначен для автоматизированного измерений показателей качества нефти, автоматического и ручного отбора проб нефти для лабораторного анализа.

БИК размещается в общем для СИКН отапливаемом здании, оснащенном инженерными системами, обеспечивающими заданные условия работы и безопасность его эксплуатации. Состав оборудования БИК приведен в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Состав оборудования БИК

Наименование оборудования	Кол-во, шт.
Насос Verder	2
Влагомер нефти поточный	2
Преобразователь плотности «Solartron 7835»	2
Преобразователь вязкости «Solartron 7835»	2
Автоматический пробоотборник True-Cut C22	2
Устройство для ручного отбора точечной пробы с диспергатором ИМСМ 2174.050.00	1
Счетчик нефти турбинный «МИГ - 32 - 1,6»	2
Преобразователь избыточного давления измерительный Fisher - Rosemaunt 3051 TG	1
Преобразователь температуры 644Н	1
Термометр ТЛ-4 N2 ТУ 25-2021003-88	3
Манометр МТИ-1216-1,6	1
Комплект запорной арматуры для технологических и дренажных трубопроводов	1

В технологической линии БИК установлено: преобразователи плотности, вязкости, содержания воды (влагомеры) и автоматические пробоотборники, а также преобразователи температуры и давления, термометры и манометры. Каждый преобразователь плотности в своей технологической обвязке имеет выходы для подключения пикнометрической установки; конструктивное исполнение технологической обвязки преобразователей плотности обеспечивает возможность их периодической чистки (вручную) без демонтажа самих преобразователей плотности.

Насосы, установленные на входе в БИК, включены в систему параллельно.

Все измерительные приборы, за исключением автоматических пробоотборников, расположены в линии контроля качества последовательно; плотномеры, влагомеры снабжены байпасными линиями.

Отбор проб нефти для лабораторного анализа осуществляется одним из двух автоматических пробоотборников, установленных параллельно. Каждый из пробоотборников снабжен статическим миксером нефти, включенным в технологическую линию блока качества. Отбор проб может выполняется в одном из двух режимов: пропорционально суммарному расходу нефти через измерительные линии и повременно. Каждый из пробоотборников имеет две накопительные емкости.

Предусмотрена также возможность ручного отбора пробы - с помощью ручного пробоотборника, установленного на отдельном диспергаторе.

Поскольку одним из условий достоверного отбора проб является требования обеспечения определённого соотношения расходов нефти в месте отбора проб и в трубопроводе БИК, в технологическую линию блока качества включены расходомеры-индикаторы «МИГ-32-1,6», установленные параллельно. Регулирование расхода производится изменением частоты вращения привода насоса.

Краны в технологической обвязке применяются шаровые фланцевые полно-проходные. Для дренажа воздушников используются шаровые приварные краны.

1.3 Блок измерительных линий

В качестве опорной конструкцией рабочей и контрольно-резервной измерительных линий и коллекторов используется основание, выполненное в виде рамы. Жёсткость основания блока исключает деформации и перемещения трубопроводной системы и арматуры при транспортировании и такелажных операциях, которые могут привести к нарушении герметичности конструкции.

Блок измерительных линий обеспечивает измерение количества нефти по объему с помощью турбинных преобразователей расхода фирмы Faure Herman.

Общий поток нефти с максимальным расходом 315 м³/ч поступает в БИЛ через входной коллектор и распределяется по измерительным линиям. В составе БИЛ предусмотрена одна рабочая и одна резервная линия.

Гидравлическая схема БИЛ позволяет осуществлять поверку ПР рабочей линии по объёмному счётчику контрольной линии. Поток нефти из подводящего трубопровода поступает во входной коллектор БИЛ, проходит через поверяемую рабочую линию, затем по межблочному трубопроводу поступает в контрольную линию и далее через выходной коллектор - в технологический трубопровод (ТНП) принимающей стороны.

Гидравлическая схема блока также позволяет осуществлять поверку ПР по ТПУ без нарушений процесса измерения по БИЛ в целом. В режиме поверки ПР по ТПУ и направляется по ТНП принимающей стороны.

Перевод рабочей измерительной линии из режима измерения в режим поверки, а также включение-выключение линии осуществляется в автоматическом или в ручном режимах.

Включение - выключение контрольной линии для поверки рабочей измерительной линии, также перевод в режим измерения, также перевод в режим измерения осуществляется в автоматизированном и или ручном режимах.



1.4 Блок контрольной линии

Состав оборудования блока контрольной линии в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Состав оборудования блок контрольной линии

Наименование оборудования	Кол-во, шт.
Задвижка с двойным уплотнением «Daniel M303»	2
Задвижка с гарантированным перекрытием и местным контролем протечек «Daniel»	1
Счетчик объемный лопастной, модель «Smith Meter»	1
Преобразователь избыточного давления измерительный Fisher Rosemount 3051 TG	1
Преобразователь температуры Fisher Rosemount 644 H	1
Термометр ТЛ-4 N2	1
Манометр МТИ-1216-1,6	1
Комплект запорной арматуры для технологических и дренажных трубопроводов	1

1.5 Межблочная технологическая обвязка

Состав оборудования межблочной технологической обвязки приведена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Состав оборудования межблочной технологической обвязки

Наименование оборудования	Кол-во, шт.
Задвижка Модель Daniel M303	1
Задвижка Модель Daniel M303	1
Задвижка с местным контролем протечек, Модель Daniel CEG 14	1
Задвижка с местным контролем протечек, Модель Daniel CEG 14	2
Регулятор расхода «Samson»	1
Зонд пробозаборный щелевой с механизмом выдвижным МВПТ-А-400-6,3	1
Задвижка ТУ26-07-1625-93	2
Устройство контроля протечек ИМСМ.2234.050.00	3

Зонд пробозаборной щелевой, предназначенный для непрерывной подачи нефти из межблочного нефтепровода Ду 400 в БИК, изготовлен и установлен в соответствии с ГОСТ 2517-85. Расчетная площадь щелевого отверстия в пробозаборном зонде на трубе равна 852 мм². Расчётное значение расхода нефти через щелевое пробозаборное устройство составляет 1,63 м³/ч.

Межблочные дренажные трубопроводные системы учтенной и неучтенной нефти обеспечивают объединение всех закрытых дренажных систем технологических блоков и межблочных технологических трубопроводов СИКН для раздельной доставки, дренируемой в соответствующие ёмкости, размещённые за пределами здания.

На выходе ТПУ предусмотрен узел подключения к передвижной ТПУ. После узла подключения к передвижной ТПУ установлен регулятор предназначенный для регулирования расхода нефти при выполнении поверочных работ.

1.6 Трубопоршневая поверочная установка (ТПУ)

В качестве стационарной ТПУ используется трубопоршневая поверочная установка «Сапфир 500» изготовленная по ТУ 39-01-605-80 имеющая следующие характеристики:

- пропускная способность: 50….500 м³/час;

- диаметр калиброванного участка: 300 мм;

- габаритно-весовые характеристики блока: 25025008000;

- масса, не более (сухая масса): 10000 (7000) кг.

Трубопоршневая поверочная установка (рисунок 1.1) обеспечивает поверку первичных преобразователей расхода на месте эксплуатации в автоматизированном режиме без нарушения процесса учета перекачиваемой нефти. Установка используется в комплекте с другими вспомогательными средствами измерения: датчиками температуры, давления (термометрами и манометрами), счетчиками импульсов, частотомерами, вискозиметрами и так далее.

Рисунок 1.1 - Схема поверки ТПР по ТПУ

FE - поверяемый ПР; FT - преобразователь расхода; РТ - преобразователь давления; PI - манометры; ТТ - преобразователи температуры; TI - термометры стеклянные; RP - регулятор расхода; Ф - фильтр; Св - струевыпрямитель; ПУ - поверочная установка; ПП - переключатель потока; Д1, Д2, ДЗ, Д4 - детекторы ПУ; СОИ - система обработки информации

Импульсы сигнала преобразователя при движении поршня в разных направлениях СОИ накапливает отдельно по каждому направлению. Сигналы термометров и манометров от вторичных приборов подают на соответствующие входы СОИ. Изменение вязкости продукта на СИКН в процессе поверки не должно превышать допускаемых для данного типа преобразователей расхода пределов. Расход продукта через преобразователь должен быть стабильным. Отклонение расхода от установленного значения в процессе поверки не должно превышать + 2,5%. Стационарная ТПУ поверяется, в свою очередь, с помощью передвижной ТПУ [1].



2. Автоматизация систем измерения количества и показателей качества нефти

2.1 Перечень контролируемых параметров, порядок и периодичность их контроля

Контроль технологических параметров производится на технологической мнемосхеме.

Оператор контролирует:

- объемный мгновенный расход через измерительные линии, м³/ч;

- расход по СИКН с начало суток, м³/сутки, т/сутки;

- объемный мгновенный расход через БИК, м³/час;

- значение температуры в БИЛ ,БИК, ТПУ, °С;

- текущее значение давления в измерительных линиях, в БИК, на входе и выходе СИКН, ТПУ, МПа;

- текущее значение влагосодержания, % об.;

- мгновенную разность показаний преобразователей плотности, кг/м³;

- мгновенную разность показаний преобразователей влагосодержания, % об.;

- заполнение автоматического пробоотборника, %.

Расход нефти через измерительные линии - по мнемосхеме компьютера верхнего уровня или по компьютеру нижнего уровня в окне «Основные параметры». Расход нефти должен находится в пределах рабочего диапазона, указанного в свидетельстве о поверке ПР, с отклонением не более ± 2,5%.

Контроль давления нефти на выходе ПР - по показаниям преобразователя давления «Fisher Rosemount» типа 3051 TG на мнемосхеме компьютера верхнего уровня или на компьютере нижнего уровне в окне «Основные параметры».

Перепад давления на фильтрах - по показаниям преобразователей дифференциального давления фирмы «Fisher Rosemount» модель 3051 CD. Перепад давления на фильтрах должен быть не более значения, указанного в паспорте на данный тип фильтра, или не должен превышать 2?P_ф, где ?P_ф - перепад давления на фильтре на максимальном расходе, определенной на месте эксплуатации после чистки фильтра. При превышении допустимого перепада давления (1,0 кг/см²) фильтры подвергаются чистке. При засорении фильтра на рабочий ИЛ осуществляется переход на резервную измерительную линию. Открывают дренажные вентили на выведенный из работы измерительные линии для освобождения от её нефти. Представители сдающей стороны совместно с представителями принимающей стороны проверяют запорную арматуру на герметичность.

Температура нефти на измерительных линиях, в ветвях блока качества - по показаниям преобразователей температуры «Fisher Rosemount» типа 644 H на мнемосхеме или на компьютере нижнего уровня в окне «Основные параметры».

Расход нефти через блок качества по индикатору - расходомеру «МИГ - 32». При отборе пробы нефти в БИК должно обеспечиваться соответствие расходов пакета в трубопроводе в месте отбора и в трубопроводе БИК. Контроль и соотношение расходов осуществляется с использованием расходомера, установленного в БИК.

Плотность нефти - по поточному плотномеру фирмы «Solartron», модель 7875. Контроль по поточному плотномеру производит по контролю МХ. Изменение технологического режима в течении 1 ч. до проведения контроля недопустимо. Отбор точечный пробы осуществляется совместно оператору и операторам принимающей стороны одновременно с регистрацией величины мгновенного значения плотности по СОИ.



2.2 Система обработки информации

В состав СОИ входят:

- измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) «ИМЦ-03» с «горячим» резервированием;

- шкаф вторичной аппаратуры (ШВА);

- шкаф контроллеров (ШК);

- шкаф аварийной защиты и сигнализации (ШАЗС);

- комплекс технических средств.

2.2.1 Измерительно-вычислительный комплекс «ИМЦ-03»

Измерительно-вычислительный комплекс «ИМЦ-03» предназначен для расчета объема и массы жидких продуктов при учетных операциях в составе систем технологического и коммерческого учета; определение и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода.

Комплекс выпускается в двух вариантах: без резервирования и с «горячим» резервированием.

«Горячее» резервирование обеспечивается дублированием вычислительных и измерительных компонентов комплекса.

Основные функции:

- прием и обработка сигналов поступающих с первичных измерительных преобразователей и ВА (объемного расхода, плотности, объемной доли воды, вязкости, температуры, давления);

- представление значений параметров входных сигналов (импульсных, токовых) в физических единицах;

- формирование и предоставление учетно-расчетной информации;

- создание и ведение архива учетно-расчетной информации с возможностью просмотра и печати;

- определение и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода с помощью ТПУ или эталонного преобразователя расхода;

- контроль метрологических характеристик преобразователей расхода с помощью контрольного преобразователя расхода;

- создание и ведение журналов событий (аварийные события, изменения режимов работы, изменения уровня доступа и т.д.) с возможностью просмотра и печати;

- определение и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода с эталонного преобразователя расхода;

- управление автоматическими пробоотборниками;

- управление приводом крана ТПУ;

- защита информации от несанкционированного доступа системой доступов и паролей;

- отображение текущих значений параметров;

- контроль значений величин, звуковая сигнализация и печать сообщений о выходе значений за установленные пределы;

- вычисление параметров за отчетный период средних значений плотности (для оперативной информации);

- формирование журнала наработки ТПР;

- формирование, автоматическая печать отчетов (оперативный - за два часа, сменный, суточный, на партию продукта);

- формирование, отображение и печать протоколов поверки и контроля.

Значения параметров входных сигналов преобразуются в значения объёмного расхода, массового расхода, объёма, массы, температуры, давления, перепада давления, плотности, динамической и кинематической вязкости, объемной и массовой доли воды, массовой доли серы.

Функции ИВК определяются прикладным программным обеспечением, установленным в промышленном компьютере.

ИВК состоит из следующих узлов: устройства связи с объектами (УСО); вычислителя; устройства хранения информации; устройства связи с оператором (монитор, клавиатура); устройства печати (принтер); устройства обмена информацией (порт коммуникации RS-232).

Номенклатура подключаемого оборудования зависит от прикладного программного обеспечения и формируется из обобщенного перечня подключаемого оборудования.

Источник бесперебойного питания с дополнительной аккумуляторной батарей обеспечивает работоспособность СОИ и первичных преобразователей в течение 2 часов при нарушении электроснабжения сети.

АРМ оператора обеспечивает информационный обмен с ИВК «ИМЦ-03» по сети «Ethernet» через концентратор «Ethernet Switch», далее посредством «N-Port сервер» по протоколу Modbus ASCII, интерфейс RS 232.

2.2.2 Контроллер «Simatic»

В качестве оборудования сбора и обработки данных от первичных средств измерения используются контроллеры SIMATIC S7-300 фирмы Siemens.

Контроллер управления “Simatic” обеспечивает:

- управление регулирующей арматурой (на измерительных линиях и после ТПУ);

- контроль состояния регулирующей арматуры;

- сбор и обработка данных, поступающих с измерительных датчиков;

- формирование журнала учета циклов срабатывания регулирующей арматуры;

- хранение данных.

В случае выхода из строя рабочих станций верхнего уровня контроллеры обеспечивают проведение всех операций по учету нефти в том числе и печать отчетных документов (за исключением паспорта качества и акта приема-сдачи нефти).

Для программирования и конфигурирования S7-300 могут использоваться пакеты STEP 7 или STEP 7 Lite. Пакет STEP 7 Lite применяется для программирования и конфигурирования контроллеров S7-300, используемых в качестве автономных систем управления. Кроме того, для программирования контроллеров S7-300 может использоваться также весь набор программного обеспечения Runtime, а также широкий спектр инструментальных средств проектирования. Технические данные процессора SIMATIC S7-300 иллюстрируются таблицей 2.1.

Таблица 2.1 - Общие технические данные центрального процессора SIMATIC

Характеристика	CPU S7-300
Объем памяти, Кб	64 Выгружаемая память (ММС) - до 8 Мб
Время выполнения операций, мкс	0.1
ПИД-регулирование	Поддерживается
Количество таймеров/счетчиков/флагов	2048/256/256
Максимально количество каналов ввода-вывода дискретных/аналоговых сигналов	1024/256
Количество встроенных импульсных выходов	4х2.5 кГц широтно- или частотно-импульсная модуляция
Количество функциональных модулей и коммуникационных процессоров, которые можно использовать	FM - 8, CP - 8
Встроенный интерфейс	MPI

Контроллеры обеспечивает информационный обмен с рабочей станцией оператора СИКН по протоколу PROFIBUS, используя MPI интерфейс.

2.2.3 Система противоаварийной защиты (ПАЗ)

Система противоаварийной защиты - система контроля технологического процесса, которая в случае выхода процесса за безопасные рамки берёт управления выполняет комплекс мер по защите оборудования и персонала.

Системы противоаварийной защиты (ПАЗ) в большинстве случаев выполняются на промышленных предприятиях с опасными производственными процессами. Основное назначение данных систем предотвратить возникновение аварийной ситуации.

Структуру системы противоаварийной защиты можно разделить на три основных ступени:

- диагностика факторов способствующих развитию аварии (контрольно измерительные приборы, анализаторы);

- обработка полученных данных (контроллеры и др. средства обработки данных);

- исполнительные механизмы (электро и пневмо приводы арматуры, электровыключатели и др.).

Теоретически срабатывание исполнительного механизма по ложной команде от контрольно-измерительного прибора или в условиях действия «человеческого фактора» в одной из цепей сложного технологического процесса может повлечь за собой, в лучшем случае выход из строя дорогостоящего оборудования, в худшем аварию с вредом для жизни и здоровья обслуживающего персонала.

Что бы избежать подобных аварий и инцидентов практически во всех случаях системы противоаварийной защиты интегрированы в систему автоматизации производства, что позволяет без ущерба для безопасности минимизировать потери от срабатывания таких систем, минимизировать ложные срабатывания.

Функции системы ПАЗ во многом аналогичны функциям ИВК. К ним относятся:

- автоматизированный сбор и первичная обработка технологической информации, определение значений параметров по измеренным сигналам;

- автоматическое выделение достоверной входной информации;

- автоматическая логическая обработка информации;

- предупредительная и аварийная сигнализация при выходе технологических показателей за установленные границы и при обнаружении неисправностей в работе оборудования;

- ручное дистанционное дискретное управление;

- передача оперативной информации в ИВК;

- представление технологической и системной информации. Оператору-технологу предоставлены простые и естественные способы вызова и ввода данных для различных панелей;

- накопление, регистрация и хранение поступающей информации;

- вывод данных на печать;

- автоматизированная передача данных в общезаводскую сеть;

- надежная защита собственных баз данных и программного обеспечения от несанкционированного доступа;

- надежная защита собственных баз данных и программного обеспечения от разрушения при аварийных ситуациях;

- самодиагностика технических средств системы ПАЗ, выдача сообщений по отказам;

- конфигурирование и самодокументирование.

Для бесперебойного функционирования вычислительной и микропроцессорной техники в помещениях должны быть обеспечены соответствующие условия.

2.3 Описание технологической схемы автоматизации

Нефть из подводящего нефтепровода Ду500 поступает на пункт «Б», далее направляется технологическому нефтепроводу через блок предохранительных клапанов (задвижка № 244) и блок фильтров грубой очистки (задвижки №№ 222 -223 или 224-225) . Далее через задвижку № 228 поступает во входной коллектор БИЛ, откуда в рабочем режиме через задвижки №№ 83, 84 распределяется по измерительным линиям; далее через выкидные задвижки №№ 85, 86 и выходной коллектор БИЛ - в технологический нефтепровод (ТНП) принимающей стороны. В фильтрах установленных на измерительных линиях, производится очистка нефти от механических примесей. Степень засоренности фильтра контролируется с помощью преобразователей дифференциального давления ( рисунок 2.1).

В режиме поверки ПР по ТПУ нефть проходит через поверяемую рабочую линию и поступает через задвижки №№ 88, 89 по межблочному трубопроводу на ТПУ, а затем направляется в технологический нефтепровод (ТНП) принимающей стороны.

Поверка стационарной ТПУ по передвижной ТПУ проводится путем последовательного подключения последней к стационарной ТПУ.

Забор объединенной пробы для БИК производится из выходного коллектора с БИЛ с помощью щелевого пробозаборного устройства по ГОСТ 2517-85, для извлечения которого предусматривается механизм выдвижной для пробозаборной трубки МВПТ-А-400-6,3. Возврат нефти из БИК в выходной коллектор осуществляется за пробозаборным устройством по потоку нефти.

Рисунок 2.1 - Технологическая схема СИКН ОАО «НОВОЙЛ»

2.4 Технические средства автоматизации

2.4.1 Турбинные преобразователи расхода

Турбинные преобразователи являются самыми распространенным типом средств измерений, используемым на СИКН для измерения объема продукта. Чувствительным элементом турбинного счетчика является аксиальная (осевая) турбинка с лопастями, расположенными под углом к направлению потока жидкости, и свободно вращающаяся на подшипниках. Скорость вращения турбинки прямо пропорциональна скорости потока и, следовательно, расходу проходящей жидкости, а количество оборотов ее за определенный период - объему жидкости, прошедшей за этот период.

По способу преобразования числа оборотов турбинки в выходной сигнал турбинные счетчики можно разделить на две разновидности: счетчики с механическим преобразованием и счетчики с электронным преобразованием. На СИКН применяется в основном вторая разновидность турбинных счетчиков (рисунок 2.2).

1 - корпус, 2 - передний обтекатель, 3 - задний обтекатель, 4 - турбинка, 5 - магнитоиндукционный датчик, 6 - сердечник, 7 - катушка

Рисунок 2.2 - Схема турбинного расходомера

Счетчик состоит из турбинного преобразователя расхода (ТПР) и электронного преобразователя (вторичного прибора) 8. ТПР, в свою очередь, состоит из корпуса 1, в котором расположены передний 2 и задний 3 обтекатели с подшипниками, турбинка 4 с осью и снаружи к корпусу прикреплен магнитоиндукционный датчик 5 (МИД). Обтекатели, снабженные ребрами и подшипниками, обеспечивают симметричное расположение турбинки в корпусе. МИД обычно представляет собой катушку 7 с большим количеством витков из тонкого провода, в которой находится сердечник 6 с таблеткой постоянного магнита.

Катушка, размещенная в корпусе, устанавливается в гнездо корпуса ТПР, который изготавливается из немагнитного материала. При вращении турбинки и прохождении лопастей её мимо катушки в ней вследствие изменения магнитного потока наводится переменная ЭДС, по форме близкая к синусоиде. Этот сигнал может подаваться непосредственно на вход электронного преобразователя, или на вход усилителя, расположенного в корпусе МИД, или вблизи него (предусилителя).

Сигнал МИД усиливается и преобразовывается в импульсы прямоугольной формы, частота следования которых пропорциональна расходу продукта, количество - объему продукта. В дальнейшем в электронном преобразователе частотно-импульсный сигнал ТПР преобразовывается в объем и расход продукта.

Основной характеристикой ТПР является его коэффициент преобразования (именуемый в некоторых переводных источниках «импульс-фактором» и «К-фактором»), представляющий собой количество импульсов выходного сигнала, приходящееся на единицу объема, обычно, количество импульсов на один кубометр.

Электронный преобразователь турбинного счетчика в простейшем случае реализует следующие функции преобразования:



, (2.1)

, (2.2)

где V - объём жидкости, м³;

Q - расход жидкости, м³/ч;

N - количество импульсов;

f - частота выходного сигнала, Гц;

К - коэффициент преобразования, импульс/м³.

Для обеспечения необходимой разрешающей способности турбинного счетчика и повышения точности результатов измерения, особенно при поверке, в некоторых случаях приходится принимать меры для повышения частоты выходного сигнала ТПР и, следовательно, коэффициента преобразования. Это достигается различными способами [2].

На рисунке 2.3 приведен общий вид турбинного преобразователя расхода модели Heliflu TZ150-600N.

Рисунок 2.3 - Турбинный преобразователь расхода ТПР Heliflu TZ150-600N

Геликоидный, свободно вращающийся ротор располагается вдоль оси корпуса счетчика. Протекающая через расходомер Heliflu жидкость вызывает вращение со скоростью, прямо пропорциональной потоку (в определенном диапазоне величин потока и вязкости); в результате каждый оборот ротора соответствует точному и постоянному объему проходящей через счетчик жидкости.

Установленный в роторе магнит (или два магнита) индуцирует электрические импульсы в примыкающей катушке, которые затем поступают на преобразователь и выдаются на дисплее в виде показателя расхода. В комплект турбинного преобразователя расхода входят струевыпрямитель, предусилитель FH 710 и электронный преобразователь (сумматор) FH C20 с батарейным питанием. Предусилитель FH 710 имеет взрывозащищенное исполнение и предназначен для усиления сигналов магнитоиндукционного датчика ТПР и преобразования их в прямоугольную форму для передачи вторичной аппаратуре.

Технические характеристики ТПР Heliflu TZ150-600N приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Технические характеристики ТПР Heliflu TZ150-600N

Наименование характеристики	Значение
Вязкость измеряемой среды, мм2/с (сСт)	От менее 200 до 700
Диаметр условный, мм	150
Диапазон измерения расхода, м3/ч	От 60 до 600
Коэффициент преобразования (К-фактор), имп/м3	650
Размеры механических примесей, мм, не более	1,5
Содержание свободного газа	Не допускается
Максимальное рабочее давление, кПа	4000
Рабочая температура, оС: - преобразователя расхода - предусилителя FH 710	От минус 30 до 180 От минус 20 до 70
Точность, %: - стандартные измерения (от показаний при калибровке по вязкости продукта) - учетные измерения (от показаний при калибровке по вязкости продукта) - рабочий диапазон (от показаний при коэффициенте, равном приблизительно 4:1)	+ 0,25 + 0,15 + 0,10
Воспроизвоимость, %, более	+ 0,02

Благодаря тому, что конструкция расходомера Heliflu не столь чувствительна к изменениям К-фактора, как обычные турбинные расходомеры, они очень хорошо функционируют в среде с парафиновыми примесями и могут использоваться для измерения расхода вязких жидкостей от 200 до 700 сСТ.

2.4.2 Датчики давления Fisher-Rosemount 3051 TG

Датчик давления предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивает непрерывное преобразование измеряемого давления в стандартный токовый сигнал. Датчик может использоваться с вторичной регистрирующей и показывающей аппаратурой, регуляторами и другими устройствами автоматики, машинами централизованного контроля и системами управления, работающими со стандартным токовым сигналом 4…20 мА постоянного тока. Технические характеристики датчика представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Технические характеристики датчика Fisher-Rosemount 3051TG

Параметр	Значение
Диапазон измерения давления, МПа	0 - 68,948
Пределы перекомпрессии, МПа	0 - 103,4
Диапазон рабочих температур, єС	от - 40 до +120
Относительная влажность окружающей среды, %	0 - 100
Точность, % шкалы	±0,075
Напряжение источника питания, В	10,5 - 55

Основная погрешность датчика с нижним предельным значением, равным нулю, выраженная в процентах от нормирующего значения, численно равна основной погрешности, выраженной в процентах, от диапазона изменения выходного сигнала.

На рисунке 2.4 приведена блок-схема датчика давления 3051 TG.

Рисунок 2.4 - Блок-схема датчика перепада давления Модели 3051 TG

Рассмотрим принцип действия датчика давления модели 3051. Гибкость сенсорного модуля модели 3051 в исполнении Coplanar позволяет использовать оптимальную технологию измерения давления. Сенсор изолирован механически, электрически и термически от технологической среды и окружающей внешней среды. Механическая и термическая изоляции достигаются посредством удаления сенсорного элемента от фланца внутрь электронной части корпуса. Такая конструкция снижает механические нагрузки на чувствительный элемент, тем самым, улучшая статические характеристики по давлению, и исключает прямое воздействие температуры на сенсор.

Герметичные стеклянные трубки для передачи давления и способ монтажа чувствительного элемента обеспечивают электрическую изоляцию, и таким образом улучшают гибкость, технические характеристики и обеспечивают защиту от переходных процессов в электронных цепях.

Сенсорный модуль модели 3051 имеет также встроенный термометр для коррекции температурных эффектов. Во время процедуры характеризации на заводе все сенсоры подвергаются воздействию температур и давления во всем рабочем диапазоне. Результаты этих измерений используются для расчета коэффициентов коррекции, которые хранятся в памяти сенсорного модуля и обеспечивают коррекцию сигнала при работе датчика. Наличие памяти сенсорного модуля также ускоряет ремонт датчика. Благодаря тому, что все характеристики модуля хранятся вместе с самим модулем, замена электроники не требует перекалибровки сенсора. Кроме того, в сенсорном модуле расположена электроника, которая преобразует входные сигналы емкости и температуры непосредственно в цифровой формат для последующей обработки электронным модулем.

Электронный модуль состоит из одной платы электроники, изготовленной с использованием печатного монтажа и микропроцессорной технологии ASIC. Эта плата принимает цифровой входной сигнал от сенсорного модуля вместе с коэффициентом коррекции, а затем корректирует и линеаризует его. Выходной блок электронного модуля преобразует цифровой сигнал в аналоговый и осуществляет связь с коммуникатором HART. Стандартным аналоговым выходным сигналом является выход 4-20 мА. Дополнительный жидко-кристаллический индикатор вставляется в электронную плату и выводит цифровые значения сигнала в инженерных единицах или процентах от аналоговой шкалы.

Данные конфигурации хранятся в энергонезависимой программируемой постоянной запоминающей памяти электронного модуля датчика. Эти данные остаются в датчике даже при отключенном электропитании, поэтому при включении питания датчик немедленно готов к работе.

Обмен данными осуществляется на базе протокола HART, который использует промышленный стандарт Bell 202 с частотной модуляцией. Связь на расстоянии осуществляется наложением высокочастотного сигнала на выходной аналоговый сигнал. Использование этого метода позволяет осуществлять одновременно вывод показаний и обмен без нарушения целостности контура.

HART протокол использует принцип частотной модуляции для обмена данными на скорости 1200 Бод.

Для передачи логической «1» HART использует один полный период частоты 1200 Гц, а для передачи логического «0» - два неполных периода 2200 Гц. Как видно на рисунке 2.5, HART составляющая накладывается на токовую петлю 4-20 мА. Поскольку среднее значение синусоиды за период равно «0», то HART сигнал никак не влияет на аналоговый сигнал 4-20 мА. HART протокол построен по принципу «главный - подчиненный», то есть полевое устройство отвечает по запросу системы.

Рисунок 2.5 - Принцип обмена данными по HART-протоколу

Протокол допускает наличие двух управляющих устройств (управляющая система и коммуникатор).

Модель 3051 проводит непрерывную самодиагностику. В случае неисправности датчик активизирует выбранный пользователем аналоговый предупредительный сигнал. Коммуникатор HART может затем запросить датчик о характере неисправности. Датчик выдает информацию коммуникатору HART, для упрощения корректирующих действий. Если оператор полагает, что проблема заключается в цепи, то датчик может быть настроен на выдачу специального выходного сигнала для тестирования цепи. Измеряемый параметр (давление) воздействует на мембрану измерительного блока и линейно преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрической емкости. Электронный блок датчика преобразует это изменение емкости в токовый сигнал [3].



2.4.3 Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модель 65-644

Термопреобразователи предназначены для измерения и непрерывного преобразования температуры твердых, жидких, газообразных и сыпучих веществ в унифицированной выходной сигнал постоянного тока 4-20 мА. Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модель 65-644 приведена на рисунке 2.6.

Рисунок 2.6 - Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модель 65-644

Термопреобразователи состоят из первичного преобразователя температуры и измерительного преобразователя. В качестве первичных преобразователей температуры используются термопреобразователи сопротивления 50 М, 100 М, 50 П, 100 П, Pt 100.

ТС преобразуют температуру в электрическое сопротивление.

Измерительный преобразователь преобразуют сигнал, поступающий от первичного преобразователя в унифицированный токовый сигнал 4-20 мА.

Термопреобразователи обеспечивают измерение температуры как нейтральных, так и агрессивных сред.

Термопреобразователи применяются в различных технологических процессах в промышленности и энергетике.

Термопреобразователи состоят из первичного преобразователя и измерительного преобразователя.

Термопреобразователи являются:

- по числу преобразуемых входных и выходных сигналов - одноканальными;

- по зависимости выходного сигнала от преобразуемой температуры - с линейной зависимостью;

- по связи между входными и выходными цепями - гальванической связью;

- в зависимости от возможности перестройки диапазона измерения -многопредельными, перенастраиваемыми.

Технические данные и характеристики:

- пределы допускаемых основных приведенных погрешностей термопреобразователей относительно номинальной статической характеристики преобразования при сопротивлении нагрузок;

- время установления рабочего режима не более 15 мин.;

- время установления выходного сигнала (время, в течение которого выходной сигнал термопреобразователя входит в зону предела допускаемой основной погрешности) не более 10 с для измерительного преобразователя и 30 мин. для термопреобразователя;

- предел допускаемой погрешности термопреобразователей, вызванной воздействием постоянных магнитных полей и (или) переменных полей сетевой частоты напряженностью до 300 А/м не превышает 0,5 предела допускаемой основной погрешности;

- масса термопреобразователей от 04, до 2 кг в зависимости от габаритных размеров;

- обеспечение взрывозащищенности;

- показатели надежности;

- средняя наработка на отказ не менее 15000 ч;

- средний срок службы не менее 6 лет [4].



2.4.4 Вибрационный плотномер

На СИКН плотность продукта измеряется в динамике с помощью автоматических плотномеров. Наибольшее распространение получили вибрационные плотномеры, принцип работы которых основан на зависимости между параметрами упругих колебаний трубки, заполненной жидкостью, или помещенного в ней тела и плотностью жидкости. Наибольшую точность, надежность имеют вибрационные частотные плотномеры, принцип измерения которых основан на функциональнальной зависимости плотности жидкости от частоты (периода) собственных колебаний резонатора, представляющего собой вместе с системой возбуждения и обратной связи, электромеханический генератор. Частота колебаний такого генератора зависит только от параметров резонатора (формы, размеров, жесткости, массы резонатора и жидкости в нем).

Резонатор может иметь одну (рисунок 2.7) или две параллельные трубки.

1 - резонатор; 2 - сильфон; 3 - возбуждающая катушка (электромагнит); 4 - приемная катушка; 5 - электронный преобразователь; 6 - корпус

Рисунок 2.7 - Схема вибрационного плотномера

Резонатор 1 выполняется в виде трубки, которая через упругие элементы (сильфоны) 2 соединяется с подводящим и отводящим трубопроводами. Трубка изготавливается из специального сплава с низким коэффициентом термического расширения. Внутренняя поверхность для исключения отложений отполирована. Частота колебаний трубки измеряется с помощью приемной катушки 4 и подаётся в электронный преобразователь 5. В последние годы на СИКН в основном используются датчики плотности фирмы “Solartron” типа 7875 с однотрубным резонатором.

Зависимость между частотой датчика (периодом колебаний) и плотностью жидкости выражается уравнением:

+, (2.3)

где - плотность при рабочих температуре и давлении, кг/м³;

- период колебаний трубки, мкс;

- частота, Гц;

- постоянные коэффициенты, зависящие от параметров резонатора и определяемые изготовителем при градуировке датчика.

Когда датчик работает при температуре, отличающейся от 20 ⁰С, необходимо произвести корректировку значения плотности по формуле:

, (2.4)

где - постоянные коэффициенты, приведенные в сертификате о градуировке датчика; - температура жидкости.

Аналогично корректируют плотности на давление:

, (2.5)

где - коэффициенты, учитывающие влияние давления и указанные в сертификате о градуировке;

- избыточное давление, при котором работает датчик плотности.

Датчик можно монтировать в любом положении, но если имеется вероятность появления газа (паров) в продукте, датчик рекомендуется устанавливать в вертикальном положении и подавать поток снизу вверх. Если в продукте имеются твердые включения, то продукт рекомендуется подавать сверху вниз [5].

Датчик плотности 7875 применяется или в комплекте с преобразователем (компьютером), поставляемым фирмой «Solartron», или в комплекте с системой обработки информации СИКН, с которыми соединяется через искробезопасные барьеры той же фирмы Технические характеристики плотномера 7875 приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Технические характеристики плотномера 7875

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений, кг/м3	От 300 до 1100
Абсолютная погрешность, кг/м3	0,15
Рабочее давление, кПа	15000
Изменение показаний от температуры, кг/м3/оС	0,005
Напряжение питания, В	От 16 до 28

2.4.5 Автоматические вискозиметры

Вискозиметры предназначены для измерения вязкости продуктов, которая является неинформативным параметром, влияющим на показания почти всех расходомеров (счётчиков).

Вязкость характеризует свойство жидкости оказывать сопротивление сдвигу при перемещении частей жидкости относительно друг друга.

В настоящее время на СИКН в основном применяется вискозиметр 7827 фирмы «Solartron», который одновременно измеряет и плотность и температуру продукта. Вискозиметр состоит из сенсора и электронного преобразователя 7945V.

Плотность жидкости определяется путем измерения резонансной частоты. Одновременное измерение плотности позволяет измерять не только динамическую, но и кинематическую вязкость. Вискозиметр имеет несколько диапазонов измерения вязкости [6].

Сенсор представляет собой виброэлемент, который можно рассматривать как камертон, поддерживаемый в состоянии резонанса. Он устанавливается на трубопроводе как показано на рисунке 2.8.

Рисунок 2.8 - Установка вискозиметра 7827 на трубопроводе

Если вязкость жидкости выходит за установленный диапазон, то в электронном преобразователе предусмотрено автоматическое переключение на другой диапазон. Технические характеристики вискозиметра 7827 приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Технические характеристики вискозиметра 7827

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений, мПа?с	От 1 до 20000
Относительная погрешность измерения вязкости, %	+2,5
Калибруемые диапазоны, мПа?с	От 0,5 до 10 от 1 до 100 от 100 до 1000 от 1000 до 20000
Диапазон измерения плотности, кг/м3	От 0 до 3000
Погрешность измерения плотности, кг/м3	1,0
Рабочая температура, оС	От -50 до +160
Рабочее давление, кПа	17700
Напряжение питания, В	От 24 до 27



3. Анализ измерения влажности нефти

3.1 Влагомер нефти ВТН-1пМ

Работа прибора основана на поглощении водой СВЧ-энергии. При изменении влажности нефти от нижнего до верхнего предела (от 0 до 3%) происходит ослабление СВЧ-сигнала, создаваемого СВЧ-генератором, по мощности. В первичном преобразователе эти изменения преобразуются в изменения токового сигнала 0 - 20 мА постоянного тока, которые передаются через линию связи в электронный блок, для дальнейшей обработки. Электронный блок осуществляет обработку сигнала с первичного преобразователя и индикацию значений влажности на цифровом табло. Также электронный блок имеет выход унифицированного сигнала 4 - 20 мА постоянного тока и порт связи с компьютером RS-485 для вывода показаний влагомера на пульт оператора со звуковой сигнализацией превышения содержания воды в нефти.

Влагомер ВТН-1пМ (рисунок 3.1) состоит из первичного измерительного преобразователя, блока электронного и источника питания, которые должны устанавливаться в обогреваемых блок-боксах.

Рисунок 3.1 - Влагомер нефти поточный ВТН-1пМ

Назначение прибора - измерения влажности нефти в потоке.

Контролируемая среда - нефть или смеси нефти, сдаваемые нефтегазодобывающими предприятиями и транспортируемые потребителям организациями нефтепроводного транспорта. Кроме того влагомер может быть использован для контроля влажности нефти в процессе её подготовки.

Рабочие условия:

- диапазон температур окружающего воздуха (+5..+50) °С;

- верхнее значение относительной влажности, при 35 °С, 80%;

- диапазон атмосферного давления (100 ± 4) кПа;

- напряжение сети 220 (+22/-33) В.

Первичный преобразователь устанавливается в отапливаемом блок-боксе, во взрывоопасной зоне, на вертикальном участке линии качества с условным проходом 50 мм. Направление потока снизу вверх. Датчик стыкуется с ответными стандартными фланцами, с рабочим давлением до 64 кг/см². Ответвление нефти от основного трубопровода в линию качества через пробоотборный зонд по ГОСТ 2517-85. В линии должны быть предусмотрены фильтр, расходомер, термометр.

Блок питания устанавливается в непосредственной близости от первичного преобразователя в одном с ним помещении (рисунок 3.2).

Параметры контролируемой среды:

- диапазон температур (0..+65) °С;

- вязкость, не более 200 мм²/с;

- плотность (750..990) кг/м³;

- содержание воды, объёмная доля, не более 3%;

- содержание солей, не более 5000 мг/л;

- содержание сернистых соединений, не более 5% (массовых);

- содержание мех. примесей, не более 0,05% (массовых);

- содержание свободного газа, не более 2,0% по объему;

- содержание парафина, не более 7,0% по объему;

- давление в трубопроводе, не более 6,4 МПа;

- скорость потока через влагомер, не менее 1,0 м/с.

Рисунок 3.2 - Схема исполнения ВТН-1пМ

Обеспечение взрывозащищенности. Первичный преобразователь соответствует требованиям ГОСТ 22782.5-78, имеет маркировку взрывозащиты «ExibП АТ3 в комплекте ВТН-1пМ» и предназначен в зонах помещений и наружных установок согласно гл. 7.3 ПУЭ и другим директивным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных зонах.

Электронный блок влагомера с входными искробезопасными цепями уровня «ib» имеет маркировку искрозащиты «ExibII в комплекте ВТН-1пМ», соответствует ГОСТ22782.5-78 и предназначен для установки вне взрывоопасных зон.

Источник питания с выходными искробезопасными цепями выполнен с видами взрывозащиты «Искробезопасная электрическая цепь», «Взрывонепроницаемая оболочка», имеет уровень защиты «взрывобезопасный», маркировку взрывозащиты «1Exibв ПАТ3 в комплекте ВТН-1пМ», соответствует ГОСТ22782.5-78, ГОСТ22782.6-81 и может устанавливаться во взрывоопасных зонах помещений.

...