Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Удмуртский Государственный Университет

Нефтяной факультет

Курсовая работа

По дисциплине: "Основы автоматизации производственного процесса"

По теме: "Автоматизация станций учета товарной нефти. Современные автоматические установки"

Выполнил: студент группы 27-51

Имамов А.И.

Проверил: Волков А.Я.

Ижевск - 2008

Содержание

• Введение
• 1. Современные подходы к построению систем учета нефти
• 2. Системы измерительные "Альбатрос Танк Cупервайзер" для коммерческого учета нефти и нефтепродуктов
• 3. Система коммерческого учета нефти " Форвард" ("IMS")
• 4. Измерительный вычислительный комплекс "Импульс-2"(ЦПТР "АВАНТАЖ")
• 5. Блочная установка коммерческого учета нефти (ОАО "Нефтеавтоматика")
• Заключение
• Источники данных

Введение

Современные тенденции развития систем сбора, обработки информации и управления все более широко внедряются и в традиционно консервативные области измерений, каким является коммерческий учет нефти, нефтепродуктов и сжиженного газа. По существу, архитектура большинства вновь проектируемых узлов учета все еще базируется на принципах и оборудовании 70-х годов, несмотря на то, что за это время сменилось не одно поколение приборов и систем измерений.

Однако современные тенденции автоматизации диктуют и новые подходы развития измерительных систем учета жидких и газообразных углеводородов. В данной работе будут рассмотрены современные автоматические установки коммерческого учета нефти, нового поколения, их отличительные особенности в сравнении с традиционными измерительными системами. коммерческий система учет нефть

1. Современные подходы к построению систем учета нефти

Современные тенденции развития систем сбора, обработки информации и управления все более широко внедряются и в традиционно консервативные области измерений, каким является коммерческий учет нефти, нефтепродуктов и сжиженного газа. По существу, архитектура большинства вновь проектируемых узлов учета все еще базируется на принципах и оборудовании 70-х годов, несмотря на то, что за это время сменилось не одно поколение приборов и систем измерений.

Однако современные тенденции автоматизации диктуют и новые подходы развития измерительных систем учета жидких и газообразных углеводородов. Рассмотрим архитектуру Коммерческих Узлов Учета Нефти, (КУУН) нового поколения, в сравнении с традиционными измерительными системами.

Традиционные системы измерения. Традиционный узел учета, состоит, как правило, из следующих блоков и элементов:

- блока измерительных линий, состоящего, обычно, из трех линий (рабочей, резервной и контрольной), включающих фильтры, турбинные преобразователи расхода (ТПР), прямые участки до и после ТПР, струевыпрямители, запорную арматуру, датчики давления и температуры, клапаны регулирования расхода;

- блока контроля качества, в состав которого входят по два поточных плотномера и вискозиметра, автоматические пробоотборники, датчики давления и температуры, насосы, термостаты, сигнализаторы загазованности и пожара и пр.;

- вторичной аппаратуры и блока обработки информации,

Кроме того, в состав узла учета входят пробоотборное устройство, стационарная турбопоршневая установка (или предусмотрено подключение передвижной ТП), сигнализатор содержания свободного газа, образцовые средства измерений для плотномеров и вискозиметров, дополнительные средства измерений.

Современные требования к средствам и системам измерения.

- Средства измерения являются "интеллектуальными" - не только измеряют, но и обрабатывают информацию, современные полевые приборы являются "серверами" данных";

- полевые приборы многофункциональны, осуществляют измерения всех необходимых параметров в одной точке;

- передача информации от полевых приборов к системе осуществляется посредством цифровых протоколов, позволяющих передавать значительные массивы информации и исключающих дополнительные погрешности, связанные с передачей и преобразованием измеряемых параметров;

- система измерения должна обеспечивать возможность приема не отдельных физических сигналов от каждого средства измерения, а получать и обрабатывать массивы информации от "интеллектуальных" приборов.

Современные узлы учета по сравнению с традиционным, имеет следующие преимущества.

Многофункциональность. Система одновременно измеряет в одном месте и выдает информацию по мгновенному и суммарному массовому расходу, мгновенному и накопленному расходу, плотности, температуре при рабочих условиях, а также диагностическую и служебную информацию. При традиционных средствах измерения точки измерения расхода и плотности разнесены и для приведения к одинаковым условиям измерения требуются дополнительные датчики давления и температуры.

Прямое измерение массового расхода. В соответствии с действующими нормативными документами для товарно-коммерческих расчетов приемосдаточные операции осуществляются в единицах массы. Система осуществляет прямое измерение массового расхода, все остальные типы расходомеров (например, турбинные расходомеры) применяемые при коммерческом учете используют объемный принцип измерения расхода, т.е. метод измерения массового расхода является косвенным, что приводит к использованию дополнительного оборудования и, как следствие, возникновению дополнительных погрешностей измерения.

Невосприимчивость к изменениям рабочей среды. На показания системы не влияют изменения вязкости, плотности, профиля скоростей по сравнению с объемными расходомерами.

Современные системы также в меньшей степени подвержены различным отложениям (благодаря постоянной вибрации измерительных трубок). Даже при наличии отложений (парафины, битумы, смолы) новейшие системы не требуют проведения внеочередной поверки, т. к. отложения никоим образом не влияют на коэффициент расхода, а процедура калибровки расходомера занимает считанные минуты.

Автоматический пробоотборник. Установку автоматического пробоотборника регламентируют ГОСТы на коммерческий учет нефти. В состав автоматического пробоотборника входит зонд пробоотборника, автоматический пробоотборник с петлей прокачки нефти и емкостями для проб. Автоматический пробоотборник устанавливается в обогреваемом шкафе.

Запорная и регулирующая арматура. На КУУН по требованию заказчика может быть установлена запорная и регулирующая арматура с различными типами привода: пневматическим, электрическим, гидравлическим и ручным. В современных системах использует современные, высоконадежные клапаны и приводы к ним производства Fisher Controls и других компаний.

Для отсечки линий во время проведения сличения расходомеров используются клапаны с двойной отсечкой и контролем протечки. Регулирующие клапаны используются для установки и удержания расхода с высокой точностью в любой точке расхода для проведения процедуры сличения.

Система измерения и управления DeltaV. Система DeltaV позволяет получать информацию от массовых расходомеров посредством цифровых протоколов, обеспечивающих передачу значительных массивов информации и исключающих дополнительные погрешности, связанные с передачей и преобразованием измеряемых параметров. Система DeltaV обеспечивает управление автоматическим пробоотборником, клапанами регулирования расхода и задвижками с гарантированным перекрытием потока, архивированием данных, подготовкой приемо-сдаточных отчетов и паспортов и других документов, передачей информации в АСУ предприятия. На ее базе создается автоматизированное рабочее место оператора приемо-сдаточного пункта. При этом отпадает необходимость в использовании промежуточных компьютеров расхода для сбора измерительной информации и программируемых логических контролеров для управления измерительными линиями.

Но если на предприятии уже имеются другие системы управления, ПЛК или СКАДА - системы, которые необходимо информационно объединить с DeltaV, то это осуществляется предельно просто (конечно, в случае, если эта сторонняя система открыта для интеграции).

DeltaV использует широко распространенные открытые технологии обмена данными, а так же поддерживает специальные интерфейсы для сопряжения с другими системами.

Модульная конструкция. Современные Узлы учета имеют блочно-модульную конструкцию.

Узел учета изготавливается таким образом, чтобы полностью оборудованный и смонтированный узел (или его модульные секции) помещался в стандартные транспортировочные контейнеры. Это значительно сокращает сроки транспортировки и установки узлов учета.

Практически все нефтегазовые компании ежегодно увеличивают количество добываемого углеводородного сырья, увеличение производства нефти и газа как правило связано со стоимостью сырья на международных рынках, поэтому заказчику бывает сложно определить максимальную производительность узла учета. Современные узлы учета имеют блочно-модульную конструкцию, что позволяет легко увеличивать производительность узла. Заказчик покупает узел учета, спроектированный под сегодняшний расход транспортировки нефти, а если появится необходимость в увеличении расхода, докупает модульную измерительную линию, устанавливает ее рядом с ранее установленным узлом и стыкует. Эта процедура занимает минимум времени.

Таким образом, применение рассматриваемой архитектуры построения систем измерения количества нефти и качества нефтепродуктов на основе последних достижений в мировой автоматизации предоставляет следующие преимущества владельцу системы:

- модульность измерительной системы,

- уменьшение общей занимаемой площади,

- уменьшение количества обязательного оборудования,

- сокращение производственных затрат,

- сокращение затрат на инжиниринг,

- сокращение затрат на транспортировку, монтаж, пуско-наладку, техническое обслуживание,

- взаимозаменяемость модулей,

- взаимозаменяемость всех компонентов системы,

- увеличение времени наработки на отказ,

- уменьшение суммарной погрешности измерения системы (0,1-0,15 % по массе),

- производственную и экологическую безопасность.

2. Системы измерительные "Альбатрос Танк Cупервайзер" для коммерческого учета нефти и нефтепродуктов

Назначение. Система измерительная Альбатрос Танк Супервайзер предназначена для измерения массы товарных нефти и нефтепродуктов (далее - продуктов) в мерах вместимости. Результаты измерений, выполненных системой, могут быть использованы для выполнения учётных операций и управления технологическими процессами.

Структурная схема системы дана на рисунке 1.

Методики выполнения измерений, применяемые в системе, основываются на измерении массы продуктов в мерах вместимости по следующим методам:

- косвенному методу статических измерений;

- косвенному методу, основанному на гидростатическом принципе.

Система обеспечивает автоматическое выполнение измерений и расчет основных параметров продуктов, хранящихся в мерах вместимости:

- уровня;

- температуры;

- давления;

- плотности;

- объема;

- массы.

Рис. 1. Структурная схема системы

Выполнение измерений и сбор измерительной информации в системе производится на основе следующего оборудования производства ЗАО "Альбатрос":

- датчиков уровня ультразвуковых ДУУ 6;

- датчиков уровня ультразвуковых ДУУ 2М;

- датчиков плотности ДП 1;

- датчиков температуры многоточечных ДТМ 2;

- уровнемеров радиоволновых РДУ 1;

- пульта оператора стационарного ПОСТ - 1.

Обработка, хранение и отображение измерительной информации в системе производится программой управления системой измерительной Альбатрос Танк Супервайзер (далее программа управления системой), выполняющейся на компьютере промышленном (КП) типа IBM PC, входящим в состав пульта.

Датчики монтируются на мерах вместимости объекта на этапе развертывания системы. Пульт предназначен для эксплуатации в помещении операторной объекта. Функционально система состоит из каналов измерения массы (ИК) в мерах вместимости. В зависимости от состава оборудования и используемой методики выполнения измерений по ГОСТ Р 8.595, ИК системы делятся на три типа:

- тип А, с использованием ДУУ 6 и выполнением измерений косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе;

- тип В, с использованием ДУУ 2М, ДП 1, ДТМ 2 и выполнением измерений косвенным методом статических измерений;

- тип С, с использованием ДП 1, ДТМ 2, РДУ 1 и выполнением измерений косвенным методом статических измерений.

Примечание. Для ИК типа А, в случае установки ДУУ 6 на мере вместимости таким образом, что нижняя ячейка измерения гидростатического давления располагается ниже плоскости мертвой зоны резервуара, измерения массы производятся косвенным методом статических измерений.

Программное обеспечение (ПО) системы позволяет выполнять измерения одновременно в 36 мерах вместимости.

Условия эксплуатации и степень защиты систем. Датчики соответствуют климатическому исполнению ОМ по ГОСТ 15150, влажность воздуха 100 % при 35 °С, тип атмосферы III, IV (морская и приморско-промышленная).

Датчики ДУУ 6, ДУУ 2М, ДТМ 2, ДП 1 выпускаются в исполнении IP68 по ГОСТ 14254,уравнемер РДУ 1 - в исполнении IP66 по ГОСТ 14254.

Система работоспособна при эксплуатации датчиков ИК в условиях изменения температуры внешней среды от минус 45 до +75 °С и атмосферном давлении от 84 до 106,7 кПа.

ДУУ 6, ДУУ 2М и ДП 1 предназначены для установки на объектах в зонах класса 1 и класса 2 по ГОСТ Р 51330.9, где возможно образование смесей горючих газов и паров с воздухом категории IIB по ГОСТ Р 51330.11 температурной группы T5 включительно согласно ГОСТ Р 51330.0.

ДУУ 6, ДУУ 2М и ДП 1 имеют взрывозащищенное исполнение, соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ Р 51330.10, имеют вид взрывозащиты "Искробезопасная электрическая цепь", уровень взрывозащиты "Взрывобезопасный" для взрывоопасных смесей категории IIВ по ГОСТ Р 51330.11.

ДТМ 2 и датчики из комплектов РДУ 1 предназначены для установки на объектах в зонах класса 1 и класса 2 по ГОСТ Р 51330.9, где возможно образование смесей горючих газов и паров с воздухом категории IIB по ГОСТ Р 51330.11.

ДТМ 2 и датчики из комплектов РДУ 1 имеют взрывозащищенное исполнение, соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ Р 51330.10, имеют вид взрывозащиты "Искробезопасная электрическая цепь", уровень взрывозащиты "Взрывобезопасный" для взрывоопасных смесей категории IIВ по ГОСТ Р 51330.11.

Пульт соответствует требованиям ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ Р 51330.10, имеет вид взрывозащиты выходных цепей "Искробезопасная электрическая цепь", уровень взрывозащиты "Взрывобезопасный" для взрывоопасных смесей категории IIB по ГОСТ Р 51330.11.

Пульт соответствует климатическому исполнению УХЛ и категории размещения 4 по ГОСТ 15150, влажность воздуха 80 % при 35 °С, тип атмосферы III, IV (морская и приморскопромышленная).

Пульт выпускается в исполнении IP20 по ГОСТ 14254.

Система работоспособна при эксплуатации пульта в помещении с температурой воздуха от +5 до +35 °С и атмосферном давлении от 84 до 106,7 кПа.

Основные параметры системы. Система проводит измерения массы продуктов в мерах вместимости одновременно по всем ИК в автоматическом режиме.

Интерфейс связи пульта с датчиками имеет следующие характеристики:

- физический уровень - токовая петля;

- логический уровень - внутренний протокол ЗАО "Альбатрос";

- скорости обмена - 1200 бит/с, 2400 бит/с, 4800 бит/с.

Так же система имеет интерфейсы для подключения дополнительно оборудования, например принтера.

Система работоспособна при эксплуатации датчиков в мерах вместимости со следующими параметрами рабочей среды:

- рабочее разрежение от 0 до 5 кПа;

- рабочее избыточное давление от 0 до 15 кПа;

- рабочий диапазон температуры среды для ИК типа А от минус 40 до +65 °С;

- рабочий диапазон температуры среды для ИК типов В и С от минус 45 до +75 °С;

- плотность жидкости от 650 до 1100 кг/м 3;

- скорость изменения уровня продукта не более 0,01 м/с;

- вязкость продукта не ограничивается при отсутствии застывания его на элементах конструкции датчиков и отсутствии отложений на датчиках, препятствующих перемещению поплавков и измерению давления.

Метрологические характеристики. Диапазон измерений уровня:

- для ИК типа А от 0,25 до 4 м;

- для ИК типа В от 0,25 до 12 м;

- для ИК типа С от 0,1 до 15 м.

Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности измерений уровня равны ±1 мм.

Диапазон измерений температуры от минус 40 до +65 °С для ИК типа А и от минус 45 до +75 °С для ИК типов В и С.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры в рабочем диапазоне температур ±0,5 °С.

Диапазон измерений гидростатического давления, пропорционального уровню продукта в резервуаре относительно высоты установки нижней ЯИД, для ИК типа А от 0 до 41 кПа. Рабочий диапазон измерений гидростатического давления при измерении массы продукта для ИК типа А от 12 до 41 кПа. Пределы допускаемой приведенной основной погрешности измерений гидростатического давления столба продукта для ИК типа А ±0,1 % от диапазона измерений. Пределы допускаемой приведенной дополнительной погрешности измерений гидростатического давления столба продукта для ИК типа А ±0,1 % от диапазона измерений. Диапазон измерений плотности контролируемой среды для ИК типа В и С от 650 до 1100 кг/м 3. Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности измерений плотности продукта для ИК типов В и С ±1,1 кг/м³. Пределы допускаемой абсолютной дополнительной погрешности измерений плотности продукта в диапазоне рабочих температур для ИК типов В и С 1,1 кг/м³.

Типы и плотность поплавков ДУУ 2М и ДУУ 6 в системе определяются при заказе условиями эксплуатации датчиков системы.

ДУУ 6 выпускаются с поплавками плотностью в диапазоне:

- для поплавков типа I от 430 до 470 кг/м³;

- для поплавков типа II от 410 до 490 кг/м³.

ДУУ 2М выпускаются с поплавками плотностью в диапазоне:

- для поплавков типа I от 380 до 580 кг/м³;

- для поплавков типа II от 410 до 490 кг/м³.

Электрические параметры и характеристики

Питание системы осуществляется от сети переменного тока напряжением от 160 до 286 В, частотой от 47 до 53 Гц.

Максимальная мощность, потребляемая системой, при номинальном напряжении не превышает 700 В А.

По степени защиты от поражения электрическим током система соответствует классу защиты I в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.007.0.

Питание ДУУ 6, ДУУ 2М, ДТМ 2, ДП 1 от пульта осуществляется искробезопасным постоянным напряжением с параметрами ?14,3 B. Связь этих датчиков с пультом осуществляется с помощью экранированного четырехпроводного кабеля. Нормальное функционирование системы обеспечивается при длине соединительного кабеля между пультом и каждым датчиком не более 1,5 км. Параметры применяемых экранированных контрольных кабелей для связи с ДУУ 6, ДУУ 2М, ДТМ 2, ДП 1 должны быть следующими: Rкаб ?--100 Ом, Скаб ?s_,1 мкФ, Lкаб ?--2 мГн.

Питание датчиков из комплектов РДУ 1 от пульта осуществляется искробезопасным постоянным напряжением с параметрами UО ?--14,3 B. Для связи пульта с этими датчиками применяется экранированный четырехпроводный кабель. Для повышения устойчивости этих датчиков в условиях промышленных помех для связи должен применяться экранированный кабель, например, КВВГЭ 4х 1,5 ГОСТ 1508. Нормальное функционирование системы обеспечивается при длине соединительного кабеля между этими датчиками и пультом не более 0,5 км. Параметры применяемых экранированных контрольных кабелей для связи пульта с этими датчиками должны быть следующими: Rкаб ?--6 Ом, Скаб ?--0,1 мкФ, Lкаб ?--1,5 мГн.

Система отвечает требованиям ГОСТ Р 51318.22 по уровню излучаемых радиопомех и ГОСТ Р 51527 группы D по уровню кондуктивных помех.

Время установления рабочего режима системы не более 40 с.

Система предназначена для непрерывной работы.

Надежность. Средняя наработка на отказ системы, с учетом технического обслуживания - 50000 ч.

Среднее время восстановления системы не более 4 ч.

Срок службы системы составляет 8 лет.

Описание работы системы. Система представляет собой программно-технический измерительно-вычислительный комплекс, работающий в автоматическом режиме. Структурная схема системы приведена на рисунке 2.

Рис. 2. Структурная схема системы

Датчики монтируют на мерах вместимости во взрывоопасной зоне. Пульт устанавливают в операторной объекта во взрывобезопасной зоне. Датчики подключают к пульту с помощью линий связи.

Пульт в своем составе имеет КП, источник бесперебойного питания (ИБП), блоки сопряжения с датчиками БСД, блоки интерфейса искробезопасные БИИ 2 и блоки питания изолированные БПИ 4.

После включения пульта напряжение питания подается на КП через ИБП и через БПИ 4 - на БИИ 2 и БСД. Датчики начинают выполнять измерения, блоки производят опрос датчиков, а КП производит опрос блоков и обработку измерительной информации. Обмен информацией в системах производится в цифровом виде. Обмен между датчиками и блоками осуществляется по интерфейсу "токовая петля" в формате внутреннего протокола ЗАО "Альбатрос", а между КП и блоками - по интерфейсу RS_485 в формате протокола Modbus RTU.

После подачи питания на КП происходит загрузка операционной системы (ОС) и запуск управляющей программы. Управляющая программа производит проверку конфигурации и целостности исходных данных системы, тестирование блоков и датчиков, и, при отсутствии ошибок, переходит в рабочий режим работы.

Управляющая программа выполняет следующие функции:

- ведение конфигурации системы и объекта;

- ввод и хранение информации о мерах вместимости объекта (наименования и обозначения, типы, виды продуктов, градуировочные таблицы, таблицы коэффициентов объемного расширения продуктов и т.д.);

- ввод и хранение установок и предельных (аварийных) значений для измеряемых параметров мер вместимости;

- сбор и первичную обработку измерительной информации ИК;

- вторичную обработку измерительной информации по адаптивным алгоритмам, обеспечивающим оптимальную компенсацию факторов влияния на измерения;

- отображение измерительной информации в удобном для анализа виде;

- ведение архивов измерительной информации;

- расчет баланса продукта за заданный интервал времени;

- формирование и печать отчетных документов;

- передачу измерительной информации в системы более высокого уровня;

- диагностику технических средств и процессов системы.

Программа управления системой функционирует под ОС Microsoft Windows и использует компоненты Microsoft Office.

Устройство и принцип работы ДУУ 6. Измерение уровня продукта в ДУУ 6 основано на измерении времени распространения в стальной проволоке короткого импульса упругой деформации. По всей длине проволоки намотана катушка, в которой протекает импульс тока, создавая магнитное поле.

В месте расположения поплавка с постоянным магнитом, скользящего вдоль проволоки, под действием магнитострикционного эффекта возникают импульсы продольной деформации, которые распространяются по проволоке и фиксируются пьезоэлементом, закрепленным на верхнем ее конце.

Микроконтроллер датчика ДУУ 6 измеряет интервал времени от момента формирования импульса тока в катушке ЧЭ до момента приема импульса упругой деформации от поплавка.

Это позволяет определить расстояние до местоположения поплавка, определяемого уровнем жидкости.

Для измерения гидростатического давления в ДУУ 6 используются две пьезорезистивные мостовые ячейки измерения относительного давления (ЯИД), расположенные в верхней и нижней частях ЧЭ.

Для обеспечения высокой точности и термостабильности показаний ЯИД, питание, усиление, нормирование и термокомпенсация их выходных сигналов осуществляется специализированными аналогоцифровыми микросхемами управления ЯИД. Микросхемы установлены на платах в непосредственной близости от ЯИД для улучшения теплового контакта. В памяти микросхем хранятся поправочные коэффициенты для диапазона рабочих температур, полученные при прохождении датчиками процедуры калибровки в процессе производства.

Для измерения температур в ДУУ 6 используют шесть цифровых интегральных термометров, прошедших процедуру калибровки в процессе производства датчиков. Два интегральных термометра расположены в непосредственной близости от ЯИД, три расположены равномерно между ними по длине ЧЭ датчиков, последний расположен в корпусе ДУУ 6.

Устройство и принцип работы ДУУ 2М. Принцип измерения уровня продукта в ДУУ 2М такой же как и в ДУУ 6.

Измерение температуры в ДУУ 2М осуществляется с помощью одного цифрового интегрального термометра фирмы Maxim Integrated Products, Inc., расположенного на нижнем конце ЧЭ датчика.

Устройство и принцип работы ДТМ 2. Измерение температуры в ДТМ 2 осуществляется с помощью цифровых интегральных термометров фирмы Maxim Integrated Products, Inc. прошедших процедуру калибровки в процессе

производства датчиков. Места расположения термометров указываются в паспорте на датчики.

Устройство и принцип работы ДП 1. ДП 1 состоит из литого корпуса, выполненного из алюминиевого сплава, и подвесного ЧЭ из нержавеющей стали на гибком подвесе. В верхней и нижней частях подвесного ЧЭ установлены две ЯИД. Обе ЯИД, используемые в датчике, являются пьезорезистивными мостовыми ячейками для измерения относительного давления.

Предварительная обработка сигналов ЯИД производится нормирующими усилителями, обеспечивающими питание ЯИД, усиление, привязку уровней начала и конца диапазона, термокомпенсацию и линеаризацию выходных сигналов. Выходные сигналы нормирующего усилителя преобразуются в цифровую форму с помощью дифференциального аналого-цифрового преобразователя и далее обрабатываются микроконтроллером.

Плотность контролируемой среды определяется через перепад гидростатического давления, представляющий собой разность давлений, измеренных ЯИД.

Устройство и принцип работы РДУ 1. Измерение уровня продукта в РДУ 1 производится посредством определения дальности до зеркала продукта. Дальность до продукта измеряется радиолокационным методом. Частотно-модулированный сигнал сверхвысокой частоты излучается в направлении к поверхности продукта и, отразившись от неё, принимается антенной. Дальность до поверхности продукта пропорциональна измеряемой разностной (дальномерной) частоте между излучаемым и принимаемым сигналами.

Устройство и принцип работы БИИ 2. БИИ 2 работает под управлением микроконтроллера семейства PICmicro фирмы Microchip Technology Inc., обеспечивает искробезопасное питание РДУ 1, получение от РДУ 1 измерительной информации и трансляцию её по запросу в КП.

Устройство и принцип работы БСД. БСД работает под управлением микроконтроллера ATmega_8515 фирмы Atmel Corporation.

БСД обеспечивает искробезопасное питание ДУУ 6, ДУУ 2М, ДТМ 2 и ДП 1, получение от них измерительной информации и трансляцию её по запросу в КП.

Устройство и принцип работы БПИ 4. БПИ 4 выполнен на основе высокочастотного обратноходового преобразователя постоянного выпрямленного напряжения сети ~220 В, 50 Гц в стабилизированное постоянное напряжение 24 В с возможностью регулировки выходного напряжения в пределах от 22,5 до 28,5 В с помощью подстрочного резистора, доступ к которому осуществляется через специальное отверстие на лицевой панели прибора. Гальваническая развязка между входными и выходными цепями обеспечивается с помощью высокочастотного трансформатора и оптронной развязки в цепи обратной связи.

Конструктивное исполнение системы. Основу конструкции системы составляет пульт оператора стационарный ПОСТ 1, выполненный на основе серийно выпускаемого напольного стационарного шкафа. Внутри шкафа размещаются КП, монитор, клавиатура с манипулятором, ИБП. Количество БПИ 4, БСД и БИИ 2, входящих в состав пульта, определяется составом ИК при заказе системы. Кабели линий связи с датчиками, локальной сетью, принтером и цепи питания 220 В, 50 Гц для подключения к пульту прокладываются через кабельные вводы, расположенные внутри шкафа в цоколе.

Передняя створка шкафа выполнена из прозрачного материала.

Комплектность поставки. Комплектация системы осуществляется по требованию заказчика на этапе поставки, в зависимости от решаемых задач. В комплект поставки входят:

- руководство по эксплуатации УНКР-1 шт.;

- методика поверки УНКР-1 шт.;

- паспорт УНКР-1 шт.;

- пульт оператора стационарный ПОСТ - 1 УНКР-1 шт.;

- комплект датчика ДУУ 6 УНКР-до 36 шт.;

- комплект датчика ДТМ 2_1 УНКР-до 36 шт.;

- комплект датчика ДП 1 УНКР-до 36 шт.;

- комплект датчика ДУУ 2М УНКР-до 36 шт.;

- комплект уровнемера РДУ 1 УНКР-до 22 шт.;

- комплект ОС Windows XP - 1 шт.;

- руководство пользователя УНКР-1 шт.;

- компакт-диск дистрибутива ПО системы УНКР-1 шт.

Примечание. Конкретное количество датчиков каждого типа определяется при заказе системы.

К пульту можно подключить до 108 датчиков. Максимальное количество ИК типа А в системе - 36, типа В - 36, типа С - 22.

Габаритные размеры и масса. Габаритные размеры пульта не превышают 2300х 865х 600 мм. Масса пульта не превышает 150 кг. Внешний вид пульта приведен на рисунке IX.2.4.

Габаритные размеры ДУУ 6, входящих в состав систем, не превышают 215х 145х(121+LЧЭ) мм, где LЧЭ - длина ЧЭ датчика, масса не более 5,9 кг.

Габаритные размеры ДУУ 2М, входящих в состав систем, не превышают 215х 145х(130+LЧЭ) мм, где LЧЭ - длина ЧЭ датчика. Масса датчиков не более 8,5 кг.

Габаритные размеры ДТМ 2, входящих в состав систем, не превышают 215х 145х(130+LЧЭ) мм, где LЧЭ - длина ЧЭ датчика. Масса не более 4,7 кг.

Габаритные размеры ДП 1, входящих в состав систем, не превышают 215х 145х(121+LЧЭ), где LЧЭ - длина ЧЭ датчика, мм. Масса не более 8,8 кг.

Габаритные размеры датчиков из комплектов РДУ 1_1 не превышают 515х 400х 400 мм. Масса не более 7 кг.

Установка системы на объекте. Установку пульта осуществляют в операторной объекта во взрывобезопасной зоне в соответствии с документом "УНКР.421417.005 РЭ Система измерительная Альбатрос Танк Супервайзер. Руководство по эксплуатации".

Датчики монтируют на мерах вместимости во взрывоопасной зоне.

Установка датчиков ДУУ 6 на объекте должна выполняться строго в соответствии с документом "УНКР.407533.042 РЭ Датчик уровня ультразвуковой ДУУ 6. Руководство по эксплуатации".

Установка датчиков ДУУ 2М на объекте должна выполняться строго в соответствии с документом "УНКР.407533.068 РЭ Датчики уровня ультразвуковые ДУУ 2М. Руководство по эксплуатации".

Установка датчиков ДТМ 2 на объекте должна выполняться строго в соответствии с документом "УНКР.405226.003 РЭ Датчики температуры многоточечные ДТМ 2. Руководство по эксплуатации".

Установка датчиков ДП 1 на объекте должна выполняться строго в соответствии с документом "УНКР.406233.009 РЭ Датчик плотности ДП 1. Руководство по эксплуатации".

Установка датчиков из комплектов РДУ 1 на объекте должна выполняться строго в соответствии с документом "УНКР.407629.001 РЭ Уровнемеры радиоволновые РДУ 1. Руководство по эксплуатации".

3. Система коммерческого учета нефти " Форвард" ("IMS")

Система обеспечивает:

- получение данных от вторичной аппаратуры, их отображение и архивирование; создание отчетов (оперативный, суточный, паспорт качества и акт приема нефти);

- отображение архивных данных в виде трендов, - на мнемосхеме и в виде таблиц; максимально упрощенный пользовательский интерфейс; для работы с системой; универсальность и масштабируемость ПО; высокую надежность.

ФОРВАРД" обладает следующими характеристи-ISCADA-систем:

автоматизированная разработка модели объекта, описание его свойств без реального программирования.

Система имеет средства сбора первичной информацию от устройств нижнего уровня; обладает средствами управления и регистрации об аварийных ситуациях; обеспечивает хранение информации с последующей обработкой; позволяет отображать информацию в виде таблиц и трендов.

Техническое решение. Система состоит из сервера, оператора и АРМ Инженера. Такое разбиение открывает следующие преимущества. Надежность. Выход из строя одного из компонентов не влечет за собой крах системы в целом. Универсальность. АРМ Инженера позволяет на систему под любой объект, без изменения кода, а в дальнейшем систему можно использовать для решения практически любых задач АСУТП. Имеется возможность создания конфигурации объекта с помощью wizard'а (мастера конфигурации), где выбираются и задаются основные характеристики объекта автоматизации и автоматически создается новая конфигурация. На мнемосхемах могут быть размещены любые компоненты и отображены любые свойства объекта.

Удобство в обслуживании. Каждый компонент системы конфигурируется отдельно от других и не требует перезагрузки остальных компонентов.

* Расширяемость. Открытый интерфейс для подключения модулей собственной разработки. По желанию заказчика могут быть разработаны и подключены какие-либо компоненты без переустановки всей системы в целом.

В системе реализованы следующие решения и возможности:

* Универсальный редактор мнемосхем позволяет создавать мнемосхемы практически для любых технологических объектов (рисунок). Также в этом редакторе можно создавать шаблоны любых отчетов.

* АРМ Инженера с помощью системы событий и встроенного языка JavaScript обеспечивает возможность гибкой настройки отображения и ответных реакций на определенные события на объекте.

* В системе предусмотрена возможность работы с двумя контроллерами нижнего уровня (основной и резервный). В случае выхода из строя одного из них или расхождения их показаний на определенную величину генерируется соответствующее предупреждение оператору.

* Базы данных, используемые в системе, обеспечивают высокую скорость записи К тому же они имеют возможность шифрования, сжатия и механизм защиты от сбоев (например, в случае аварийного отключения питания).

* Для управления объектом предусмотрены сценарии управления. Например, сценарий - вывод линии на поверку.

* В АРМ Оператора реализована многоуровневая система привилегий и ограничения доступа.

* Система построена по принципу плагинов (подключаемых модулей), которые позволяют включать новые возможности без изменения исходного кода уже существующего ПО.

* Количество АРМ Операторов в системе не ограничено. Например, можно поставить дополнительные АРМ Оператора у начальника цеха, лаборатории и т. п. и настроить их только для просмотра (без возможности управления объектом).

* Любым событиям в системе можно назначить любые звуковые файлы, например речевое сопровождение событий.

* Возможна установка двух мониторных систем.

Система "Форвард" установлена на следующих объектах: СИКН 806 "Хантымансийскнефтегазогеология", СИКН 512 "СН-МНГ", СИКН 501 ОАО "СНГ", СИКН 443 ОАО "АК Транснефть", СИКН 529 "Варьеганефтегаз", СИКН Синко НПП, СИКН ЗАО "Арчинское", СИКН ЗАО "Соболиное", СИКН ЗАО "Геотех".

4. Измерительный вычислительный комплекс "Импульс-2"(ЦПТР "АВАНТАЖ")

Для учета нефти и нефтепродуктов применяются системы измерения количества и качества нефти (далее - СИКН), которые обеспечивают комплекс измерений для получения значения массы перекачиваемой нефти. При этом, кроме расхода нефти, измеряются технологические параметры и показатели качества нефти: температура, давление, плотность, вязкость, влажность, содержание солей и механических примесей и др. Задачу измерения параметров нефти и получения массы нефти выполняет, как правило, специальный контроллер или устройство, которое должно производить комплекс вычислении согласно ГОСТ Р 8.595-2002 "Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений". Состав подключаемых первичных датчиков должен соответствовать требованиям РД-153-39.4-0.42-99 "Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерения количества и показателей качества нефти". В схеме должен быть предусмотрен резервный контроллер с "горячим" переключением в случае отказа основного во время перекачки нефти. Для выполнения данной задачи в ЦПТР "АВАНТАЖ" разработан и поставлен на серийное производство "Измерительный вычислительный комплекс "Импульс-2" (далее ИВК "Импульс-2") поставляется с установленным и настроенным программным обеспечением. Базовый вариант ИВК "Импульс-2" представляет собой приборную стойку размерами 600x800x1800, в которой размещается контроллер и все необходимое оборудование. Контроллер используется для всех вычислений, для выдачи учетно-расчетной информации, для выдачи на печатающее устройство отчетных документов (за 2 часа, смену, сутки, поверка по турбопоршневой установке, сличение по контрольному преобразователю расхода, тревог и т.д.). ИВК "Импульс-2" предусматривает подключение до 4-х измерительных и одной контрольной линии, а также блока контроля качества нефти (далее БКК). В состав каждой измерительной линии может входить: преобразователь расхода, датчики температуры, давления и перепада давления. В состав контрольной линии может входить: преобразователь расхода, датчики температуры и давления. В составе БКК: преобразователь расхода, датчик температуры и давления, индикатор фазового состояния, плотномер, вискозиметр, пробоотборник до 2-х, влагомер. ИВК "Импульс-2" обеспечивает измерение:

- количества импульсов от объемных или массовых преобразователей расхода;

- сигналов от датчиков температуры, давления и влагомера;

- сигналов от индикатора фазового состояния.

На основании результатов измерений сигналов от первичных преобразователей ИВК "Импульс-2" вычисляет, отображает на дисплее и автоматически обновляет следующие параметры:

- объемный (массовый) расход нефти по каждой измерительной линии и по СИКН в рабочих условиях, м³/ч (т/ч);

- объём (массу) нефти при рабочих условиях по каждой измерительной (включая контрольную) линии и по СИКН, м³;

- объём нефти по СИКН при стандартных условиях, м³;

- массу брутто нефти по СИКН, т;

- массу нетто нефти по СИКН согласно ГОСТ 26976-86;

- текущее значение плотности в БКК, кг/м³;

- плотность нефти по СИКН при стандартных условиях, кг/м³;

- текущие значения влажности в %, вязкости в сСт. температуры в °С и давления в МПа в БКК;

- текущее значение температуры и избыточного давления по каждой измерительной линии, °С, МПа;

- определение коэффициента преобразования рабочего ПР по турбопоршневой установке (ТПУ) и контрольному ПР;

- выдачу сигналов управления автоматическим пробоотборникам;

- формирование отчетной документации;

- ввод с клавиатуры средних значений и допустимые диапазоны изменения измеряемых параметров;

- индикацию и сохранение в архиве текущих значений, типа внештатной ситуации, а также выход измеряемого параметра за установленный диапазон с фиксацией даты и времени возникновения.

- отображение контролируемых параметров в виде графиков (трендов).

" Кроме того, в стойку монтируется LCD 15" монитор, клавиатура и "мышь" на специальном выдвижном столике, которые подключаются к контроллеру. Также в стойку могут быть вмонтированы резервные вторичные блоки для турбинных или массовых счетчиков, устройств отбора пробы и искробезопасные барьеры. Для них имеются специальные установочные места.

"Для предотвращения перерывов учета при пропаданиях напряжения сети в стойке предусмотрено место для источника бесперебойного питания типа UPS-Smart 1600 или аналогичного.

Внутри стойки монтаж выполняется в законченном виде, то есть потребитель подключается только к входным клеммам. Если какой-либо прибор временно отсутствует, то для их подключения в стойке предусматриваются ответные разъемы. Потребитель или наладочная организация может самостоятельно установить и подключить эти приборы.

Программное обеспечение сгруппировано в две основные задачи: автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора и АРМ наладчика. Основные функции по учету объема и массы нефти, по контролю за работоспособностью датчиков и по работе с пробоотборником выполняются в обеих задачах. АРМ оператора ориентировано на повседневную работу оператора УУН. АРМ наладчика используется при проведении наладочных и поверочных работ. Сохранение в памяти текущих данных, средних и накопленных значений происходит через каждые 2 минуты, что гарантирует сохранность информации при внезапном отключении питания.

После включения питания "Импульс-2" всегда выходит на АРМ оператора. С АРМ оператора можно переключиться на АРМ наладчика и обратно, используя соответствующую систему паролей. Доступ к метрологическим данным и значениям настройки организован через трехуровневую, настраиваемую систему паролей. Программное обеспечение выполнено в виде большого количества разнообразных панелей отображения. На каждой панели может быть от 10 до 20 индицируемых или вводимых параметров и соответствующие пароли доступа. Также имеются мнемосхемы блока измерительных линий (далее - БИЛ) и блока контроля качества нефти с индикацией текущих значений расхода, температур, давлений, влажности, плотности, вязкости, уровня заполнения контейнера пробоотборника, объема, массы и др. Предусмотрена настройка конфигурации и параметров каждого подключаемого датчика. На панели в наглядной форме отображаются физические значения поступающих сигналов (мА, Гц, В, Ом) и соответствующие им преобразованные значения измеряемых параметров. "Импульс-2" может принимать сигналы от влагомера нефти как в виде 4-20 мА, так и в частотной форме от 0 до 5000 Гц, для чего имеется возможность выбора и настройки. Пробоотборник может быть включен в режим отбора проб по времени либо по объему (массе).

5. Блочная установка коммерческого учета нефти (ОАО "Нефтеавтоматика")

БУУН-К - установка коммерческого учета нефти блочная предназначена для автоматического измерения, индикации и регистрации объема, массы и параметров качества нефти (давления, температуры, плотности, влажности) и отбора объединенной пробы по ГОСТ 2517-85 при коммерческих операциях учета нефти между поставщиком и потребителем.

Предусмотрены два варианта исполнений установок:

исполнение I - (модульное - имеется блок фильтров);

В состав установок входят:

- блок контроля качества БКН-К;

- блок измерительных линий БИЛ 1-40, 65, 80, 100, 150;

- блок измерительных линий БИЛ 2-150, 100;

- блок фильтров БФ-150, БФ-80;

- катушка К-300, К-150.

БИЛ 1, входящие в БУУН-К исполнения I содержат одну измерительную и одну резервную линию, совмещенную с контрольной.

БИЛ 2 содержит две рабочие измерительные линии.

БФ состоит из рамы, на которой установлены входной и выходной коллекторы, две линии с фильтрами, входными и выходными задвижками, дренажные и воздушные клапаны, дренажные трубопроводы и приборы контроля.

В состав БКН-К входит блок-бокс с отоплением, освещением, вентиляцией, датчиками пожарной сигнализации и контролем загазованности; трубопроводная арматура; приборы для измерения параметров качества нефти.

В состав БУУН также входит щит питания, который разрабатывается в составе проекта привязки БУУН-К и изготавливается по отдельному договору.

Основные составные части установок: блоки БИЛ 1, БИЛ 2, БФ, Катушка К, блок БКН-К согласно "Правил устройства электроустановок" относятся к взрывоопасным наружным установкам класса В-1г и В-1а внутри помещения БКН, в которых могут образовываться взрывоопасные смеси воздуха с газом категории IIА. Взрывобезопасность установок в целом обеспечивается за счет использования электрооборудования с уровнями взрывозащищенности, соответствующими классам взрывоопасных зон, указанным выше. Температура окружающего воздуха: - от минус 50 до +40.

Основные технические характеристики рабочей среды

Наименование	БУУН-К
Рабочая среда - давление, МПа, не более - температура, С - вязкость, сСт, не более - плотность, кг / м 3 - содержание воды, % объемн. - содержание хлористых солей, мг/л	Товарная нефть 4,0; 6,3 + 5 до +50 100 700-950 до 3 до 2000

Заключение

В данной работе рассмотрены современные автоматические установки коммерческого учета нефти отечественного производства, каждая из которых имеет свои отличительные особенности и достоинства. Также можно отметить, что все производители используют в своих автоматических системах учета нефти приборы иностранного производства (плотномеры, вискозимтеры, ИБП и т.д.)

Наиболее популярной является система компании "Альбатрос", благодаря своей надежности и более широким диапазонам измерения.

Источники данных

1. Каталоги фирм производителей, рассмотренных в данной работе.

2."Контроль и автоматизация добычи нефти и газа" Р.Я. Исcакович, Попадько В.Е., Недра 1985 год.

Размещено на Allbest.ru

...