Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Структура предприятия

2. Цели и задачи, решаемые службой КИП

3. Средства КИП на производственном объекте

4. Датчик давления Метран-150

5. Монтаж и наладка средств измерений и контроля

6. Техника безопасности, охрана труда и окружающей среды

Заключение

Список литературы



Введение

Цель прохождения производственной практики является изучение структуры предприятия, ознакомление с работой типовых средств автоматизации и контроля технологических процессов. Ознакомится с устройством и принципом действия измерительных преобразователей. Изучить принцип работы пневматических и электрических вторичных приборов. Получить навык по работе с контрольно-измерительными приборами и средствами автоматизации. Ознакомиться с элементарными приемами и методами ремонта контрольно-измерительной аппаратуры.



1. Структура предприятия

Основной структурной единицей на большинстве электростанций является цех. На тепловых станциях различают цеха основного, вспомогательного производства и непромышленных хозяйств.

Цеха основного производства производят продукцию, для выпуска которой создано предприятие. На тепловых станциях основными являются цеха, в которых протекают производственные процессы по превращению химической энергии топлива в тепловую и электрическую энергию.

Цеха вспомогательного производства промышленных предприятий, в том числе и электростанций, непосредственно не связаны с изготовлением основной продукции предприятия: они обслуживают основное производство, способствуют выпуску продукции и обеспечивают основному производству необходимые условия для нормальной работы. Эти цеха осуществляют ремонт оборудования, снабжение материалами, инструментом, приспособлениями, запасными частями, водой (промышленной), различными видами энергии, транспортом и т. п.

Непромышленными являются хозяйства, продукция и услуги которых не относятся к основной деятельности предприятия. В их функции входит обеспечение и обслуживание бытовых нужд персонала предприятия (жилищные хозяйства, детские учреждения и т.п.).

Производственные структуры тепловой станции определяются соотношением мощности основных агрегатов (турбоагрегатов, паровых котлов, трансформаторов) и технологическими связями между ними. Решающим при определении структуры управления является соотношение мощностей и связи между турбинами и котельными агрегатами. На существующих электростанциях средней и малой мощности однородные агрегаты соединяются между собой трубопроводами для пара и воды (пар из котлов собирается в общих сборных магистралях, из которых он распределяется между отдельными котлами). Такую технологическую схему называют централизованной. Широко применяют также секционную схему, при которой турбина с одним или двумя обеспечивающими ее паром котлами, образует секцию электростанции.

При таких схемах оборудование распределяется по цехам, объединяющим однородное оборудование: в котельном цехе -- котельные агрегаты со вспомогательным оборудованием; турбинном -- турбоагрегаты со вспомогательным оборудованием и т.д. По этому принципу на крупных тепловых электростанциях организуются следующие цеха и лаборатории: топливно-транспортный, котельный, турбинный, электрический (с электротехнической лабораторией), цех (лаборатория) автоматики и теплового контроля, химический (с химической лабораторией), механический (при выполнении ремонта самой электростанцией этот цех становится ремонтно-механическим), ремонтно-строительный.

В настоящее время из-за особенностей технологического процесса производства энергии станций с агрегатами мощностью 200...800 МВт и выше применяют блочную схему связей оборудования. На блочных электростанциях турбина, генератор, котел (или два котла) со вспомогательным оборудованием образуют блок; трубопроводов, связывающих агрегаты, для пара и воды между блоками, нет, резервные котлоагрегаты на электростанциях не устанавливаются. Изменение технологической схемы электростанции приводит к необходимости реорганизации производственной структуры управления, в которой основным первичным производственным подразделением является блок.

Для станций блочного типа наиболее рациональной структурой управления является бесцеховая (функциональная) с организацией службы эксплуатации и службы ремонта, возглавляемых начальниками служб -- заместителями главного инженера станции. Функциональные отделы подчиняются непосредственно директору станции, а функциональные службы и лаборатории -- главному инженеру станции.

На крупных станциях блочного типа используется промежуточная структура управления -- блочно-цеховая. Котельный и турбинный цеха объединяют в один и организуют следующие цеха: топливно-транспортный, химический, тепловой автоматики и измерений, централизованного ремонта и др. При работе станции на газе топливно-транспортный цех не организуется.

Организационно-производственная структура гидроэлектростанций

На ГЭС имеет место как управление отдельными ГЭС, так и ее объединениями, расположенными на одной реке (канале) или просто в каком-либо административном или хозяйственном районе; такие объединения называются каскадными (рис. 23.2).



Организационная структура управления ГЭС:

а -- 1-я и 2-я группы; 1 -- директор ГЭС; 2 -- зам. директора по административно-хозяйственной деятельности; 3 -- зам. директора по капитальному строительству; 4 -- отдел кадров; 5 -- главный инженер; 6 -- бухгалтерия; 7 -- плановый отдел; 8 -- отдел гражданской обороны; 2.1 -- транспортный участок; 2.2 -- отдел материально-технического обеспечения; 2.3 -- административно-хозяйственный отдел; 2.4 -- жилищно-коммунальный отдел; 2.5 -- охрана ГЭС; 5.1 -- зам. гл. инженера по оперативной работе; 5.2 -- начальник электроцеха; 5.3 -- начальник турбинного цеха; 5.4 -- начальник гидроцеха; 5.5 -- производственно-технический отдел; 5.6 -- служба связи; 5.7 -- инженер по эксплуатации и технике безопасности; 5.2.1 -- электротехническая лаборатория; б-- 3-я и 4-я группы; 1 -- отдел материально-технического снабжения; 2 -- производственно-технический отдел (ПТО); 3 -- бухгалтерия; 4 -- гидротехнический цех; 5 -- электромашинный цех

Организационная структура управления каскадом ГЭС: а -- вариант 1; 1 -- начальник электроцеха каскада; 2 -- начальник турбинного цеха каскада; 3 -- начальник гидроцеха каскада; 4 -- начальник ПТО; 5 -- начальник ГЭС--1; 6 -- начальник ГЭС--2; 7 -- начальник ГЭС--3; 8 -- служба связи; 9 -- местная служба релейной защиты и автоматики; 10 -- инженер-инспектор по эксплуатации и технике безопасности; 5.1, 6.1, 7.1 -- производственный персонал соответственно ГЭС--1, 2, 3; б-- вариант 2; 1 -- директор каскада; 2 -- административные подразделения каскада; 3 -- главный инженер; 3.1, 3.2, 3.3 -- начальник соответственно ГЭС--1, 2, 3; 3.1.1, 3.2.1, 3.3.1 -- производственные подразделения, включая оперативный персонал соответственно ГЭС-1, 2, 3

В зависимости от мощности ГЭС и каскадов ГЭС, МВт, по структуре управления принято рассматривать шесть групп и столько же каскадов ГЭС:

1) В первых четырех группах применяется в основном цеховая организационная структура управления. На ГЭС и ее каскадах 1-й и 2-й групп предусматриваются, как правило, электрический, турбинный и гидротехнический цеха; 3-й и 4-й групп -- электротурбинный и гидротехнический;

2) На ГЭС малой мощности (5-я группа) применяют бесцеховые структуры управления с организацией соответствующих участков;

3) На ГЭС и каскадах мощностью до 25 МВт (6-я группа) -- только оперативно-ремонтный персонал.

При организации каскада ГЭС одна из станций каскада, как правило, наибольшая по мощности, выбирается базовой, на которой размещаются управление каскадом, его отделы и службы, цеха, основные центральные склады и мастерские. При цеховой структуре управления каждый цех обслуживает оборудование и сооружения всех ГЭС, входящих в каскад, а персонал находится или на базовой ГЭС, или распределен по станциям каскада. В случаях когда ГЭС каскада расположены на значительном расстоянии друг от друга и соответственно от базовой, необходимо назначать ответственных за работу ГЭС, входящей в каскад.

При объединении в каскад больших по мощности ГЭС целесообразна централизация только управленческих функций (руководство каскадом, бухгалтерия, снабжение и т.п.). На каждой ГЭС организуются цеха, проводящие полное эксплуатационное и ремонтное обслуживание. При проведении крупных ремонтных работ, например при капитальном ремонте агрегатов, часть рабочих соответствующего цеха с одной или нескольких ГЭС передается на ту станцию, где это необходимо.

Таким образом, рациональная структура управления в каждом случае принимается исходя из конкретных условий образования каскада. При большом числе ГЭС, входящих в каскад, используется предварительное укрупнение станций, наиболее близко расположенных друг к другу, возглавляемых начальником группы ГЭС. Каждая группа самостоятельно ведет эксплуатационное обслуживание, включая текущий ремонт оборудования и сооружений.

2. Цели и задачи, решаемые службой КИП

Современное развитие нефтеперерабатывающей промышленности характеризуется автоматизацией контроля и регулирования хода технологических процессов. В связи с этим неуклонно сокращается объем лабораторных анализов и испытаний, вытесняемых автоматическим контролем, а ручное управление технологическими процессами уступает место автоматическому при помощи приборов, их систем и управляющих машин.

В ведении службы КИП и автоматики находится текущее обслуживание и ремонт контрольно-измерительных и регулирующих приборов и систем, регулирование и наладка приборов, испытание и совершенствование действующих схем автоматизации технологических установок, испытание новых образцов приборов контроля и регулирования в процессе длительной эксплуатации, монтаж приборов и систем контроля и автоматики (при хозяйственном способе выполнения работ) и технический надзор за монтажом (при подрядном способе строительства).

Организация текущего обслуживания приборов КИП автоматики. Текущее обслуживание контрольно-измерительных и регулирующих устройств заключается в наблюдении за состоянием и работой щитовых приборов и прочего оборудования (клапанов, регуляторов, датчиков) контроля и автоматики. В функции персонала текущего обслуживания входит также смена диаграмм и пополнение запасов чернил в приборах.

На подавляющем большинстве нефтеперерабатывающих предприятий текущее обслуживание децентрализовано, и только на заводах малой производительности сохранилась централизованная форма службы эксплуатации. При децентрализации текущего обслуживания персонал, обслуживающий приборы, входит в штат тех цехов, где установлены контрольно-измерительные и регулирующие устройства. При централизованном обслуживании эту функцию выполняет эксплуатационная группа в составе цеха КИП и автоматики.

Структура цеха КИП и автоматики определяется возложенными на него функциями. Ремонт приборов выполняют подразделения цеха, оформляемые в зависимости от объема производства как лаборатории, отделения или участки. Эти подразделения специализируются по предметному признаку, что вызвано разнообразием приборов, поступающих в ремонт. Обычно создаются отделения по ремонту приборов механических, пневматических, электронных, пирометрических, электрической аппаратуры, газоанализаторов и т. д. Ремонт ртутных приборов обособляется вследствие вредности проводимых работ. Механическая мастерская изготовляет сменные детали, восстанавливает изношенные, выполняет различные работы по ремонту арматуры, исполнительных механизмов и др.

Монтажные работы на установках, вводимых в эксплуатацию, выполняют специализированные подрядные организации. Назначение монтажной группы цеха контроля и автоматики -- монтировать системы контроля и регулирования при внесении изменений в схему действующих установок, реконструкции контрольно-регулирующих систем, проведении опытных работ.

Паспортизация и поверка приборов КИП и автоматики. На каждый контрольно-измерительный и регулирующий прибор составляют паспорт, в который заносят все проходимые прибором ремонты и результаты поверок. К монтажу приборы допускают только после составления на них паспортов.

Поверка представляет собой важную функцию службы контроля и автоматики, так как гарантирует необходимую точность приборов. Обязательную поверку проходят все приборы по выходе из ремонта и, независимо от этого, все действующие приборы по утвержденному графику.

Проверка состояния измерительного хозяйства, а также соблюдения правил и инструкций Комитета стандартов, мер и измерительных приборов возложена на органы ведомственного надзора. Функции его на крупных нефтеперерабатывающих предприятиях поручают организуемым на заводах группам ведомственного надзора в составе службы КИП и автоматики.

Планирование работы цеха КИП и автоматики. Контрольно-измерительные и регулирующие приборы ремонтируют в сроки, установленные графиками ремонтов. Особенность ремонта приборов заключается в том, что независимо от его вида он должен обеспечить первоначальную точность, т.е. непревышение допустимой погрешности прибора, указанную в паспорте.

В себестоимости работ, выполняемых цехом контроля и автоматики, затраты на материалы имеют незначительный удельный вес. Вследствие того что работы но ремонту систем автоматического контроля и регулирования выполняются преимущественно вручную, заработная плата с начислениями составляет основную часть всех затрат цеха. Такие соотношения затрат, по-видимому, сохранятся и в дальнейшем, так как подавляющая часть работ, выполняемых работниками цеха, почти не поддается механизации.

Расходы на содержание цеха контроля и автоматики распределяют среди цехов, пользующихся его услугами, пропорционально трудоемкости выполняемых услуг.

3. Средства КИП на производственном объекте

При похождении производственной практики я ознакомился с типовыми средствами автоматизации и контроля технологических процессов. А так же ознакомился с устройством и работой измерительных преобразователей. Изучил принцип работы пневматических и электрических вторичных приборов. Получил навык по работе с контрольно-измерительными приборами и средствами автоматизации

В частности в ходе прохождения практики я ознакомился с работой следующих средств контроля:

4. Датчик давления Метран-150

Интеллектуальные датчики давления серии Метран-150 предназначены для непрерывного преобразования в унифицированный токовый выходной сигнал и/или цифровой сигнал в стандарте протокола

HART входных измеряемых величин:

- избыточного давления;

- абсолютного давления;

- разности давлений;

- давления/разрежения;

- гидростатического давления (уровня).

Управление параметрами датчика:

- с помощью HART/коммуникатора;

- удаленно с помощью программы HART-Master, HART-модема и компьютера или программных средств АСУТП;

- с помощью клавиатуры и ЖКИ.

Улучшенный дизайн и компактная конструкция. Поворотный электронный блок и ЖКИ.

Высокая перегрузочная способность. Защита от переходных процессов. Внешняя кнопка установки "нуля" и диапазона. Непрерывная самодиагностика

Датчик состоит из сенсорного модуля и электронного преобразователя. Сенсор состоит из измерительного блока и платы аналого-цифрового преобразователя (АЦП). Давление подается в камеру измерительного блока, преобразуется в деформацию чувствительного элемента и изменение электрического сигнала.

Датчики Метран-150 фланцевого исполнения (CD, CG), копланарного исполнения (CDR, CGR, L)

Измерительный блок датчиков этих моделей состоит из корпуса 1 и емкостной измерительной ячейки Rosemount 2. Емкостная ячейка изолирована механически, электрически и термически от измеряемой и окружающей сред. Измеряемое давление передается через разделительные мембраны 3 и разделительную жидкость 4 к измерительной мембране 5, расположенной в центре емкостной ячейки. Воздействие давления вызывает изменение положения измерительной мембраны 5, что приводит к появлению разности емкостей между измерительной мембраной и пластинами конденсатора 6, расположенным по обеим сторонам от измерительной мембраны. Разность емкостей измеряется АЦП и преобразуется электронным преобразователем в выходной сигнал.

Датчики МетранI150 штуцерного исполнения



В измерительных блоках моделей TG, TGR, TA, ТАR используется тензорезистивный тензомодуль на кремниевой подложке. Чувствительным элементом тензомодуля является пластина 1 из кремния с пленочными тензорезисторами (структура КНК-кремний на кремнии). Давление через разделительную мембрану 3 и разделительную жидкость 2 передается на чувствительный элемент тензомодуля. Воздействие давления вызывает изменение положения чувствительного элемента, при этом изменяется электрическое сопротивление его тензорезисторов, что приводит к разбалансу мостовой схемы. Электрический сигнал, образующийся при разбалансе мостовой схемы, измеряется АЦП и подается в электронный преобразователь, который преобразует это изменение в выходной сигнал. В моделях 150ТА и 150ТАR полость над чувствительным элементом вакууммирована и герметизирована.

Основные технические характеристики

Датчик имеет программируемую характеристику выходного сигнала в соответствии с функцией преобразования входной величины: линейную или по закону квадратного корня. По умолчанию датчики выпускаются настроенными на линейно/возрастающую характеристику. В процессе эксплуатации в датчике потребителем может быть установлена любая характеристика выходного сигнала.



Выходные сигналы

Датчики выпускаются с двумя типами выходного сигнала:

- 4I20 мА с протоколом HART (код выходного сигнала А);

- 0I5 мА (код выходного сигнала В).

Датчик имеет электронное демпфирование выходного сигнала, характеризующееся временем усреднения результатов измерений (tд). Значение времени демпфирования устанавливается потребителем при настройке. Датчик поставляется настроенным на значение 0,5 с / для моделей 150CD, 150CG, 150TA, 150TG и 0,4 с / для остальных моделей. Настройка времени демпфирования определяется пользователем при заказе опции С1 с указанием его в листе настройки.

Время готовности датчика, измеряемое как время от включения питания датчика до установления аналогового выходного сигнала, не более 2 с при минимальном установленном времени демпфирования.

Нестабильность начального значения выходного сигнала за год эксплуатации не превышает ±г при изменении температуры окружающей среды (23±20) °С. Определяется в нормальных климатических условиях.

Нестабильность характеристики выходного сигнала за 3 года эксплуатации не превышает ±г при изменении температуры окружающей среды от /40 до 80 °С. Определяется в нормальных климатических условиях, при этом допускается корректировка начального значения выходного сигнала.

Настройка датчика

Настройка датчика Метран-150 с кодом выходного сигнала А (4/20 мА с HART) осуществляется по цифровому каналу связи с помощью управляющих устройств, поддерживающих HART/протокол (HART/коммуникатор, HART/ модем, HART/мультиплексор и др.) и конфигурационных программ или с помощью встроенного ЖКИ и клавиатуры (опция М5), расположенных под крышкой электронного преобразователя, по символам режимов настройки в соответствии с «Руководством по эксплуатации». Настройка датчика Метран-150 с кодом выходного сигнала В (0/5 мА) осуществляется только с помощью встроенного ЖКИ и клавиатуры, расположенных под крышкой электронного преобразователя, в соответствии с алгоритмом настройки в «Руководстве по эксплуатации». Цифровой сигнал от датчиков Метран-150 (код выходного сигнала А) может приниматься и обрабатываться любым HART/устройством, поддерживающим HART/протокол в объеме универсальных и общих команд. Для датчиков Метран-150 реализованы специальные команды: команда калибровки сенсора, команда чтения уникальных параметров датчика, ввод пароля, чтение состояния вывода на дисплей, запись состояния вывода на дисплей. HART-коммуникатор Метран-650 (версия 4.0 и выше) и 375, а также конфигурационная программа HART-Master (версия 4.7 и выше) взаимодействуют с датчиками Метран-150 в полном объеме команд (все команды HART/протокола можно разделить на 3 группы: "универсальные", "общие" и "специальные"; универсальные и общие команды поддерживаются всеми HART/совместимыми устройствами).

Индикация

Для моделей 150CD, 150CG, 150TG, 150TA

Жидкокристаллическое индикаторное устройство (ЖКИ) и клавиатура располагаются в одном блоке и могут быть установлены в корпусе электронного преобразователя по

заказу (код М5); датчики с кодом выходного сигнала В (0/5 мА) поставляются только с кодом М5. Дисплей индикатора имеет три строки: графическую, матричную и цифровую 4,5 разрядную. В режиме измерения давления на дисплее индикатора отображаются:

- значение измеряемого давления в цифровом виде в установленных при настройке единицах измерения;

- единицы измерения давления: мм рт.ст., мм вод.ст., бар, кгс/см2, кгс/м2, Па, кПа, МПа; % от диапазона изменения выходного сигнала;

- предупреждения или диагностические сообщения.

Сообщения на дисплее индикатора формируются по выбору на русском или английском языках. Для удобства считывания показаний индикатор может быть повернут на 360° с фиксацией через 90°. Кроме того, для лучшего обзора ЖКИ и для удобного доступа к двум отделениям электронного преобразователя последний может быть повернут относительно сенсорного блока на угол не более ±180°

Диагностика

При включении датчика в процессе измерения он выполняет самодиагностику своего состояния. При исправном состоянии на выходе датчика устанавливается ток, соответствующий измеренному давлению. При возникновении неисправности датчик обнаруживает как информационные, так и аварийные ошибки. В случае обнаружения аварийной ошибки при запуске или в процессе работы на выходе датчика устанавливается постоянное значение тока в соответствии в таблице и формируется дополнительная информация

Надежность

Средний срок службы датчика - 12 лет, кроме датчиков, эксплуатируемых при измерении агрессивных сред, средний срок службы которых зависит от свойств агрессивной среды, условий эксплуатации и применяемых материалов. Средняя наработка датчика на отказ составляет 150 000 ч.

Поверка датчика давления Метран-150

Межповерочный интервал - 3 года.

Методика поверки МИ 4212/012/2006 МИ 4212-012-2001. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Датчики (измерительные преобразователи) давления типа "Метран"

При проведении поверки выполняют следующие операции:

- внешний осмотр

При внешнем осмотре датчика устанавливают:

1. Соответствие его внешнего вида технической документации и отсутствие видимых дефектов;

2. Наличие клеммных колодок и (или) разъемов для внешних соединений, устройства для регулировки "нуля", клемм контроля выходного сигнала и др.;

3. Наличие дополнительных выходных устройств - электрических аналоговых или цифровых индикаторов и (или) других устройств, предусмотренных технической документацией на датчик;

4. Наличие на корпусе датчика таблички с маркировкой, соответствующей паспорту или документу, его заменяющему;

5. Наличие РЭ, если это предусмотрено при поверке датчика, паспорта или документа, его заменяющего.

- опробование

При опробовании проверяют герметичность и работоспособность датчика, функционирование устройства корректора "нуля".

- определение основной погрешности датчика

Основную погрешность датчика определяют по одному из способов:

1. По эталонному СИ на входе датчика устанавливают номинальные значения входной измеряемой величины (например, давления), а по другому эталонному СИ измеряют соответствующие значения выходного аналогового сигнала (тока или напряжения). При поверке датчика по его цифровому сигналу к выходу подключают приемное устройство, поддерживающее соответствующий цифровой коммуникационный протокол для считывания информации при установленных номинальных значениях входной измеряемой величины.

2. В обоснованных случаях по эталонному СИ устанавливают номинальные значения выходного аналогового сигнала (тока или напряжения) или устанавливают номинальные значения цифрового сигнала датчика, а по другому эталонному СИ измеряют соответствующие значения входной величины (например, давления).

- определение вариации выходного сигнала датчика

При проведении поверки соблюдают общие требования безопасности при работе с датчиками давления (см., например, ГОСТ 22520-85), а также требования по безопасности эксплуатации применяемых средств поверки, указанные в технической документации на эти средства.

Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом серии Метран-2700

Метран-2700 микропроцессорные термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом 4/20 или 20/4 мА предназначены для измерения температуры различных сред в газовой, нефтяной, угольной, энергетической, металлургической, химической, нефтехимиической, машиностроительной, металлообрабатывающей, приборостроительной, пищевой, деревообрабатывающей и других отраслях промышленности, а также в сфере ЖКХ и энергосбережения.

Отличительные особенности:

- гальваническая развязка входа от выхода

- самодиагностика технического состояния

- повышенная защита от индустриальных помех

- повышенная вибростойкость

- возможность выносного монтажа измерительного преобразователя на DIN рейке

Настройка и управление термопреобразователем Метран02700 осуществляются с помощью ПК посредством конфигуратора «Метран-6700» и программы «Prog-Master».

Конфигуратор обеспечивает соединение Метран/2700 с ПК по интерфейсу стандарта USB или RS232.

Программа «Prog-Master» предназначена для конфигурирования и настройки термопреобразователей Метран-2700.

Возможности конфигурирования:

- типа ПП;

- перенастройки диапазона измерений температуры с минимальным поддиапазоном измерений:

10°С / для Метран-2700 с НСХ ПП: 100П, Pt100;

25°С / для Метран-2700 с НСХ ПП: K, N;

- уровня аварийного сигнала (высокий/низкий);

- вида выходного сигнала (4/20, 20/4 мА);

- времени демпфирования (от 0 до 32 с);

- единиц измерения температуры;

- установка электронного фильтра для отфильтровывания помех сети переменного тока с частотой 50 Гц.

Самодиагностика:

- первичного преобразователя (обнаружение обрыва или короткого замыкания);

- режима работы ИП Метран-270М.

При обнаружении неисправностей во время самодиагностики ИП Метран-270М выходной аналоговый сигнал переводится в состояние, соответствующее выбранному уровню сигнала тревоги:

- низкий уровень: 3,20 мА < IН ? 3,75 мА;

- высокий уровень: 21 мА < IВ ? 23 мА.

При выходе температуры ПП за пределы диапазона измерений Метран-2700 переходит в режим насыщения:

- низкий уровень: (IН + 0,05) мА < IНН ? 3,9 мА;

- высокий уровень: 20,50 мА < IВН ? (IВ / 0,05) мА.

Предприятие/изготовитель производит настройку измерительного преобразователя под индивидуальную статическую характеристику чувствительного элемента первичного преобразователя по 2/8 температурным точкам.

Устройство и конструктивные особенности

Первичный преобразователь в Метран-2700 помещен в защитную арматуру, измерительный преобразователь Метран-270М встроен в соединительную головку или расположен на рейке DIN.

Соединительная головка имеет внутренний и внешний винты заземления.

В ИП Метран-270М реализована гальваническая развязка входа от выхода.

Типы применяемых первичных преобразователей:

- преобразователи термоэлектрические: ТХА (НСХ: К), ТНН (НСХ: N);

- термометры сопротивления платиновые: ТСП (НСХ: 100-, Pt100).

Чувствительный элемент преобразователей термоэлектрических изготовлен из термопарного кабеля в виде кабельной вставки. В случае использования преобразователей термоэлектрических в качестве первичных преобразователей в Метран-270М выполняется автоматическая компенсация изменения термо-ЭДС при изменении температуры холодного спая. Чувствительный элемент термометра сопротивления изготавливается по 4/проводной схеме. Конструктивные исполнения чувствительных элементов первичных преобразователей:

- с монтажной платой стандарта DIN (только для ПП с НСХ К, N, соединительной головкой с кодом А1 или С1);

- без монтажной платы стандарта DIN.

Монтаж ИП осуществляется:

- в соединительной головке;

- на рейке DIN с помощью монтажного зажима.

Для термопреобразователей Метран-2700 с выносным монтажом ИП с зажимом для крепления на рейке DIN в соединительной головке устанавливается клеммная колодка.

Межповерочный интервал:

- Метран-2700 с НСХ: K - 1 год;

- Метран-2700 с НСХ: N, 100П, Pt100 - 2 года.

Методика поверки: МИ 4211-018-2008

Расходомер электромагнитный Rosemount 8700

Расходомеры электромагнитные серии Rosemount 8700 предназначены для измерений объемного расхода электропроводных жидкостей, пульп, суспензий и т.п.

Используются в системах автоматического контроля и управления технологическими процессами в энергетике, химической, пищевой, бумажной и других отраслях промышленности, а также в системах коммерческого учета жидкостей.

Основные преимущества:

- применение для измерения расхода агрессивных сред;

- широкий размерный ряд;

- различные материалы электродов и футеровок;

- высокая точность измерений;

- отсутствие движущихся частей;

- малые потери давления;

- прямолинейный участок трубопровода до расходомера 5Dу, после расходомера 2Dу.

Расходомеры электромагнитные состоят из датчика расхода и преобразователя. Датчик расхода устанавливается непосредственно в трубопровод и представляет собой трубу из нержавеющей стали (футерованную неэлектропроводным материалом), с приваренными к ней фланцами (для фланцевого исполнения); на трубе установлены две катушки индуктивности (индуктор) и два изолированных от трубы электрода. Электроды и индуктор герметично защищены кожухом, состоящим из двух полуцилиндров, приваренных к двум кольцам, установленным на трубе. К кожуху крепится стойка, на которой размещена плата с клеммами для подключения к преобразователю. В корпусе преобразователя установлены электронный блок, локальный операторский интерфейс ЛОИ (опция), выходные клеммы, клеммы питания и заземления. Принцип действия электромагнитного расходомера основан на взаимодействии движущейся электропроводной жидкости с магнитным полем, подчиняющемся закону электромагнитной индукции. ЭДС индуцируется в жидкости при пересечении ею магнитного поля, создаваемого катушками индуктивности, и снимается с двух измерительных электродов, контактирующих с жидкостью и расположенных в направлении, перпендикулярном как к направлению движения жидкости, так и направлению силовых линий магнитного поля. Измеряемая разность потенциалов, прямопропорциональная объемному расходу жидкости, подается в электронный блок преобразователя, где усиливается и обрабатывается, формируя выходные сигналы расходомера.

Особенности составных частей расходомера:

1. Датчики расхода

Фланцевые датчики расхода моделей 8705 и 8707 с индуктором повышенной мощности

- Dу от 15 до 900 мм % для 8705;

- от 80 до 600 мм % для 8707.

Датчик 8707 является аналогом датчика 8705, и только в комплекте с преобразователем 8712Н он будет представлять собой расходомер с индуктором повышенной мощности.

Герметичный корпус гарантирует максимальную надежность, защищая все внутренние элементы и кабели от самых агрессивных сред.

Бесфланцевые датчики расхода модели 8711

Dу от 4 до 200 мм.

Бесфланцевая конструкция делает это изделие экономичной, компактной и легкой альтернативой фланцевым расходомерам. Центровочные кольца, поставляемые с каждым датчиком 8711, центрируют его на трубопроводе и упрощают установку.

Датчик расхода модели 8721 для санитарных исполнений

Dу от 15 до 100 мм.

Применяемые материалы отвечают санитарным требованиям. Присоединение на трубопровод: санитарные соединения Tri-Clamp, IDF, Cherry-Barrell I-Line и приварной ниппель.

2. Преобразователи

Удаленно монтируемые преобразователи 8712D и 8712Н

Имеет легкий в использовании локальный операторский интерфейс (ЛОИ). 15-элементная клавиатура обеспечивает доступ к наиболее часто использующимся функциям, а дисплей, состоящий из 2 строк по 20 знакомест в каждой, ясно и четко отображает всю необходимую информацию: текущее значение объемного расхода или текущая скорость потока измеряемой среды, процентное значение текущего расхода или скорости относительно диапазона выходного сигнала, опции настройки и конфигурации расходомеров, диагностические сообщения. Преобразователь 8712D совместим со всеми датчиками расхода серии 8700 и датчиками расхода любого производителя.

Преобразователь 8712H совместим только с датчиком расхода 8707 (с индуктором повышенной мощности) и применяется для измерения расхода жидкостей в условиях повышенного уровня зашумленности сигнала.

Преобразователи 8732Е и 8742С

Совместимы с датчиками расхода 8705, 8707, 8711 и 8721. Возможен интегральный или удаленный монтаж. Имеют ЛОИ, состоящий из двухстрочного дисплея по 16 знакомест в каждой строке и 4 оптических кнопок для настройки и конфигурирования расходомера в опасных зонах без снятия крышки. Преобразователь 8742С имеет только дисплей.

Расширенные функции самодиагностики преобразователей 8732Е: проверка параметров проточной части и электронного блока с помощью технологии Rosemount 8714i;

Индикация повышенного уровня зашумленности сигналов, определение пустой или не полностью заполненной трубы при наличии расхода, неисправности в заземлении и внешних подключениях, а также в катушке и преобразователе; определение нулевого расхода и обратного потока. Преобразователь 8732Е совместим с датчиками расхода других производителей.

Измеряемый расход

Максимальные объемные расходы в зависимости от диаметров условных проходов датчиков расхода (Dу) и скоростей потока приведены в таблице Dу выбирается, исходя из конкретного значения расхода измеряемой среды, поэтому Dу трубопровода может не соответствовать Dу датчика.



Периодическая поверка проводится в соответствии с методикой поверки СПГК.5223.000.00 МП.

Межповерочный интервал - 2 года.

5. Монтаж и наладка средств измерений и контроля

Подготовка к производству монтажных работ

Современные темпы строительства требуют от монтажных организаций тщательной подготовки производства, совершенствование которой невозможно без развития связей с проектными и научно-исследовательскими институтами. Такие связи способствуют внедрению в монтажное производство прогрессивных методов труда, совершенны конструкций, новых материалов. Решение этих задач возложено на технические службы монтажных организаций: участки подготовки производства (УПП), строительно-монтажные лаборатории, проектно-конструкторские организации и производственно- технические отделы. Все эти подразделения, включая службу главного механика, составляют инженерную службу монтажной организации

При подготовке монтажной организации к производству необходимо:

- проверить наличие согласованного с монтажной организацией проекта организации строительства (ПОС);

- получить рабочую документацию по акту;

- разработать и утвердить проект производства работ (ППР);

- произвести приемку строительной и технологической готовности объекта к монтажу систем автоматизации;

- произвести приемку оборудования (приборов, средств автоматизации, щитов, пультов, агрегатных и вычислительных комплексов АСУ ТП), изделий и материалов от заказчика и генподрядчика; произвести вне зоны монтажа укрупни- тельную сборку узлов и блоков с повышенной степенью монтажной готовности; выполнить предусмотренные нормами и правилами мероприятия по охране труда, противопожарной безопасности и охране окружающей среды.

Производство работ по монтажу систем автоматизации осуществляют на основании проекта производства работ. Цели ППР следующие:

- повышение организационно-технического уровня монтажа на базе использования достижений науки и техники;

- снижение себестоимости монтажных работ;

- повышение производительности труда;

- сокращение продолжительности и повышение качества монтажа.

Проект производства работ разрабатывается участками подготовки производства монтажных управлений или проектно-конструкторскими организациями, которые по отдельному договору осуществляют надзор за выполнением решений по ППР. Порядок и условия его проведения устанавливаются ведомственными нормативными документами, утвержденными в установленном порядке. Проект производства работ должен разрабатываться с учетом:

- характерных особенностей объекта и местных условий монтажа систем автоматизации;

- реальных возможностей монтажной организации;

- внедрения новой монтажной технологии и прогрессивных материалов;

- повышения уровня индустриализации монтажных работ;

- переноса значительной части объема работ с монтажной площадки в монтажно- заготовительные мастерские (МЗМ);

- широкого использования унифицированных и типизированных монтажных узлов, блоков, конструкций и изделий, изготовляемых заводами;

- комплектных поставок монтажных материалов и изделий с использованием контейнеров;

- максимального использования фронта работ с обеспечением их непрерывности и поточности;

- внедрения механизации монтажных работ с эффективным использованием машин и механизмов;

- требований условий труда и техники безопасности;

- возможности повторного использования ППР или отдельных его частей.

- требований строительных норм и правил, в том числе глав «Правила производства и приемки работ. Системы автоматизации» СНиП 3.05.07 -- 85 и «Электрические устройства» СНиП 3.05.06 -- 85, «Правил устройства электроустановок», руководящих и информационных материалов, действующих в системе Главмонтажавтоматики;

- согласованных замечаний, предложений и изменений к проекту автоматизации;

Монтаж приборов для измерения и регулирования температуры

Температура н температурные шкалы.

Степень нагретости, или тепловое состояние, твердого тела, жидкости или газообразной среды характеризуется температурой и основывается на способности одного тела передавать теплоту другому при разной степени нагретости и находиться в состоянии теплового равновесия при одинаковой степени их нагретости. Это явление теплового обмена между телами с различной степенью нагретости, а также изменение физических свойств тел при нагревании легли в основу устройства и принципа действия приборов для измерения температуры.

Эти приборы составляют самую распространенную группу приборов контроля технологических параметров. Методы контроля температуры делятся на механические, тепловые, электрические, излучательные и др.

В зависимости от принципа действия приборы для измерения температуры делят на следующие группы:

1) термометры расширения, основанные на изменении объема жидкости или линейных размеров твердых тел при изменении температуры;

2) манометрические термометры, основанные на изменении давления веществ при постоянном объеме при изменении температуры;

3) термопреобразователи сопротивления, основанные на изменении электрического сопротивления проводников и полупроводников при изменении температуры;

4) преобразователи термоэлектричеекие, осйованные на изменении термоэлектродвижущей силы термопары от температуры;

5) пирометры излучения, из которых наиболее распространены:

а) оптические, основанные на измерении интенсивности монохроматического излучения нагретого тела;

б) цветовые (пирометры спектрального отношения), основанные на измерении распределения энергии в спектре теплового излучения тела;

в) радиационные, основанные на измерении мощности излучения нагретого тела.

Измерения.

В общем случае измерением называют процесс, заключающийся в экспериментальном определении численного соотношения между измеряемой физической величиной и ее значением, принятым за единицу.

Измерения температуры можно разделить на два основных вида: прямые и косвенные.

При прямых измерениях значение искомой температуры получается путем непосредственного измерения ее измерительным прибором, градуированным в градусах, например измерение температуры с помощью термометра расширения.

При косвенных измерениях результат получается на основании опытных данных прямых измерений значений одной или нескольких величии, связанных с искомой величиной определенным уравнением. В качестве примера можно привести измерение температуры термопреобразователем сопротивления, действие которого основано на свойстве веществ изменять электрическое сопротивление с изменением температуры. Зная зависимость сопротивления от температуры, можно по его изменению судить о температуре измеряемой среды. Эта зависимость, например для медных термопреобразователей сопротивления, выражается формулой. измерительный преобразователь пневматический прибор

где Rt, Rg -- сопротивления термометра при температуре t и при 0°С соответственно;

ос - температурный коэффициент сопротивления.

При косвенных измерениях получить результат можно только при использовании целого комплекса технических средств, получившего название системы измерения. В зависимости от назначения и поставленных задач измерительную систему выполняют в виде цепи последовательно или параллельно соединенных преобразователей, каналов связи и измерительных приборов.

Технические средства (преобразователи, вторичные приборы), применяемые для измерения называют средствами измерений.

Одни и те же средства измерений могут быть использованы для определения значений различных величин. Например, вольтметр в зависимости от типа преобразователя, в комплекте с которым его применяют, может измерять напряжение, температуру, состав газа и т. п.

Средство измерения, предназначенное для выработки сигнала измерительной информации в форме, удобной для передачи, дальнейшего преобразования и обработки, но не поддающейся непосредственному восприятию наблюдателем, называют измерительным преобразователем. Измерительный преобразователь, к которому подводится измеряемая среда и который стоит первым в измерительной цепи, называют первичным измерительным преобразователем (чувствительным элементу, датчиком).

Передающие измерительные преобразователи предназначены для дистанционной передачи сигнала измерительной информации на измерительный прибор (вторичный), который вырабатывает сигнал в форме, доступной для непосредственного восприятия наблюдателем (оператором).

Устройство, воспринимающее сигнал от первичного или передающего измерительного преобразователя и выражающее его в удобном виде при помощи отсчетного устройства, называют вторичным преобразователем. По способу отсчета вторичные измерительные приборы подразделяют на показывающие, регистрирующие и комбинированные. Вторичные приборы могут также иметь дополнительные устройства, однозначно связанные с измерительной частью приборов и осуществляющие, например, сигнализацию предельно допустимых значений параметра, регулирование, суммирование и т. п. Измерительная информация в показывающих приборах воспроизводится в виде положения указателя, например стрелки, относительно отметки шкалы прибора. Шкала представляет собой совокупность отметок, расположенных вдоль какой-либо линии и проставленных около некоторых из них чисел или других символов, соответствующих ряду последовательных значений величины. Для каждого измерительного прибора устанавливается диапазон показаний -- область значений шкалы, ограниченная начальным и конечным ее значениями. Измерительная информация в регистрирующих приборах представляется в виде непрерывных кривых (у самопишущих приборов) или в виде цифровых индексов, которые печатаются на диаграммной ленте с заданным интервалом (печатающий прибор). Комбинированные приборы одновременно показывают и регистрируют значения измеряемой величины. Каналы (линии) связи служат для соединения передающих измерительных преобразователей и вторичных приборов, устанавливаемых на центральном пульте управления. Вспомогательные устройства системы измерения предназначены для обеспечения энергией средств измерения и защиты от внешних воздействий, внутренних перегрузок и т. п.

Монтаж приборов для измерения температуры, как правило, выполняют по типовым чертежам. Типовые чертежи в зависимости от назначения и способа монтажа приборов для измерения температуры сгруппированы по трем технологическим признакам: установка на технологических трубопроводах и оборудовании; установ:1са на стене; установка на щитах и пультах. На технологическом оборудовании и трубопроводах в основном устанавливают приборы погружного типа, имеющие, как правило, штуцерное крепление. На стене устанавливают приборы камерного типа и некоторые первичные преобразователи. Установку таких приборов обычно выполняют на типовом кронштейне. На щитах и пультах устанавливают вторичные приборы. В отдельных случаях монтаж приборов для измерения температуры выполняют по нетиповым чертежам, которые включены в состав проектов автоматизации

При монтаже приборов для измерения температуры следует иметь в виду и учитывать, что точность измерения температуры зависит не только от класса прибора, но и от места, где устанавливают чувствительный элемент датчика. Для конкретного технологического аппарата или трубопровода чувствительный элемент необходимо устанавливать таким образом, чтобы фиксировалась наиболее характерная температура процесса. Как правило, место установки датчика температуры определяет техническая документация и оно должно строго соблюдаться при монтаже. Любое отклонение от места установки должно согласовываться с проектной организацией. При монтаже приборов для измерения температуры кроме требований, изложенных в типовых монтажных чертежах, должны соблюдаться требования инструкций по эксплуатации заводов - изготовителей этих приборов, а также следующие общие технические требования:

а) приборы не допускается устанавливать в помещениях с незаконченными строительными и отделочными работами, а также до окончания работ по монтажу технологического оборудования и трубопроводов;

б) приборы не должны устанавливаться в местах с повышенной влажностью, подверженных вибрации и ударным нагрузкам, а также воздействиям агрессивных сред и сильных магнитных полей. Это требование не распространяется на приборы, если их установка в условиях, перечисленных выше, предусмотрена техническими условиями завода-изготовителя;

в) приборы, поступающие в монтаж, должны проходить внешний осмотр и пред- монтажную поверку, которая определяет их пригодность для монтажа;

г) глубина погружения. Термометров расширения, термобаллонов манометрических термометров, термопреобразователей и т. д. в измеряемую среду должна быть выбрана таким образом, чтобы обеспечить наибольшее соприкосновение с измеряемой средой и в местах, где поток измеряемой среды не нарушается открытием расположенных вблизи запорной и регулирующей арматуры, подсосом наружного воздуха через неплотности и т. д .

д) на приборы не должны оказывать влияние посторонние источники тепла в результате радиации и лучеиспускания;

е) при монтаже приборов для измерения температуры потоков запыленных сред (пылепроводы, пылеугольные мельницы и т. п.) для предотвращения быстрого механического износа приборов в местах их установки должны предусматриваться специальные отбойные козырьки.

Монтаж приборов для измерения температуры на технологических трубопроводах и оборудовании выполняется, как правило, с помощью специальных закладных конструкций - бобышек. Бобышка приварная -- это деталь, привариваемая к технологическому трубопроводу или аппарату, имеющая резьбу (или без резьбы) для закрепления первичного измерительного преобразователя.

Способ монтажа прибора для измерения температуры на технологических трубопроводах или оборудовании зависит от диаметра трубопровода, конструктивных особенностей оборудования, места установки и габарита прибора. Если диаметр трубопровода и длина чувствительного элемента прибора обеспечивают необходимую глубину погружения, то монтаж осуществляется непосредственно на трубопроводе с помощью прямой или скошенной бобышки. Если длина прибора значительно больше диаметра трубопровода, то применяют специальные устройства, увеличивающие в месте установки прибора диаметр трубопровода.

Эти устройства могут иметь форму расширителя или стакана, изготовленного из трубы большего диаметра, с габаритами, удовлетворяющими условиям установки прибора. Одним из основных условий установки прибора на технологическом трубопроводе, как уже было ранее отмечено, является соблюдение требуемой глубины погружения, от которой в значительной степени зависит точность измерения температуры. Глубина погружения прибора зависит от длины его монтажной части. Длина монтажной части (для прибора с неподвижным штуцером определяется как расстояние от рабочего конца до опорной площадки штуцера; для датчика с подвижным штуцером и без штуцера -- как расстояние от рабочего конца до головки, а при отсутствии головки -- до места заделки выводных концов. Таким образом, понятие «глубина погружения» прибора в технологический трубопровод определяется положением, которое занимает конец погружаемой части прибора ниже оси трубопровода. Как правило, конец погружаемой части в зависимости от типа прибора должен размещаться от 5 до 70 мм ниже оси трубопровода, по которому движется измеряемая среда. Соблюдение этого условия может быть достигнуто, как ранее было отмечено, путем применения бобышек разной длины и конструкции.

Монтаж приборов на стене

Приборы для измерения температуры, устанавливаемые на стенах в помещениях, в основном являются приборами камерного типа. Относительно слабая циркуляция воздуха в помещении не допускает установку таких приборов не только в нишах, где вообще отсутствует циркуляция воздуха, но и непосредственно на стене. Расстояние прибора от стены должно быть не менее 5 0 - 70 мм. Очень важно правильно определить место установки датчиков или чувствительных элементов приборов в помещении. Датчик должен устанавливаться в месте с наиболее характерной для данного помещения температурой и недоступном для прямого воздействия на него каких-либо источников тепловой энергии. Конструкции корпусов приборов и их присоединительные размеры весьма разнообразны, и это не позволяет выполнить широкую унификацию конструкций для их установки. Однако для наиболее распространенных групп приборов разработан и широко применяется в практике монтажных организаций ряд типовых конструкций, выполненных в виде рам и кронштейнов. Принципиально эти типовые рамы и кронштейны друг от друга не отличаются.

В зависимости от присоединительных размеров приборов рамы и кронштейны отличаются габаритами и конструктивным исполнением отдельных деталей. Рассмотрим две наиболее характерные типовые конструкции: рамы для установки большой группы манометрических термометров (ТПГ, ТПЖ, ТПП) и получивших широкое распространение полупроводниковых приборов серии ПТР и кронштейна для установки таких датчиков и приборов, как ТСМ-010, ТСМ-020, ТСМ-100, ТСМ-200, ДТКБ, TP, ПТР и т. д.

...