Поверка информационных каналов замерной установки
Автор работы: Пользователь скрыл имя, 16 Июля 2015 в 19:44, дипломная работа
Описание работы
Целью данной выпускной квалификационной работы является анализ
существующей системы автоматизации замерной установки расхода.
Задачами выпускной квалификационной работы являются:
- анализ многофазной измерительной установки расхода УЗТ - 6,0 - 600;
4
- анализ средств автоматизации, используемых в замерной установки УЗТ -
6,0 - 600;
- сравнение существующих автоматических замерных установок;
- описание методики поверки информационных каналов замерной установки
Содержание работы
Определения, обозначения и сокращения 5
Введение 6
1 Общая характеристика замерной установки расхода 8
1.1 Назначение и состав замерной установки УЗТ - 6,0 - 600 8
1.2 Методы измерения расхода 11
1.3 Технологическое описание УЗТ - 6,0 - 600 12
2 Автоматизация многофазной замерной установки расхода 15
2.1 Структура существующей системы автоматизации 15
2.2 Технические средства измерения 17
2.3Характеристики контроллера FCN на сетевой основе STARDOM 43
2.4 Система автоматического пожаротушения типа ЯХОНТ - 4И 45
3 Анализ измерительных установок 48
3.1 Установка измерительная мобильная УЗМ.Т 48
3.2 Замерная установка БИУС 40 - 50 50
3.3 Установка измерительная групповая «СПУТНИК-М» 51
3.4 Сравнительный анализ замерных установок 53
4 Поверка информационных каналов замерной установки 55
4.1 Операции и средства поверки 55
4.2 Проведение поверки 56
4.3 Определение метрологических характеристик 57
Заключение 64
Список использованных источников 65
Приложение А. Перечень демонстрационных листов 66
2
Файлы: 1 файл
1
СОДЕРЖАНИЕ
С.
Определения, обозначения и сокращения
5
Введение
6
1 Общая характеристика замерной установки расхода
8
1.1 Назначение и состав замерной установки УЗТ - 6,0 - 600
8
1.2 Методы измерения расхода
11
1.3 Технологическое описание УЗТ - 6,0 - 600
12
2 Автоматизация многофазной замерной установки расхода
15
2.1 Структура существующей системы автоматизации
15
2.2 Технические средства измерения
17
2.3Характеристики контроллера FCN на сетевой основе STARDOM
43
2.4 Система автоматического пожаротушения типа ЯХОНТ - 4И
45
3 Анализ измерительных установок
48
3.1 Установка измерительная мобильная УЗМ.Т
48
3.2 Замерная установка БИУС 40 - 50
50
3.3 Установка измерительная групповая «СПУТНИК-М»
51
3.4 Сравнительный анализ замерных установок
53
4 Поверка информационных каналов замерной установки
55
4.1 Операции и средства поверки
55
4.2 Проведение поверки
56
4.3 Определение метрологических характеристик
57
Заключение
64
Список использованных источников
65
Приложение А. Перечень демонстрационных листов
66
2
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
БУУН
- блочный узел учета нефти
УЗТ
- установка замерная трехфазная
ИУ
- измерительная установка
ИЛ
- измерительная линия
БИЛ
- блок измерительных линий
ПЛК
- программируемый логический контроллер
СУС
- система Управления на Сетевой основе
СИКН
- система измерений количества и показателей качества нефти
СОИ
- система обработки информации
УОИ
- устройство обработки информации
ЦПУ
- центральное процессорное устройство
3
ВВЕДЕНИЕ
Человек всегда стремился точно измерить количество «черного золота»,
извлекаемого из нефтяных залежей, заблаговременно прогнозировать остаточные
запасы нефти на месторождении и активно работать над его рациональным
освоением.
Для
осуществления
этих
задач
необходимо
применять
усовершенствованные технологии измерения углеводородного сырья, а также
сертифицированного средства измерения.
Достоверная информация о количестве продукции, извлекаемой из отдельной
скважины, имеет важное значение для контроля за состоянием разработки
месторождения и принятия оптимальных геолого-технических решений,
направленных на повышение коэффициента извлечения нефти из продуктивного
пласта.
В последнее время перспективным является создание автоматизированных
мобильных поверочных метрологических систем и групповых замерных установок.
Данное направление является одним из основных направлений предприятия ООО
«Уфанефтегазмаш».
Одной из первых в России установок для измерения количества нефти, воды и
попутного нефтяного газа, соответствующих российскому национальному
стандарту, является замерная установка УЗТ - 6,0 - 600, производителем которой
является ООО «Уфанефтегазмаш».
Потребность в подобных установках велика. Они нужны и буровикам, и
подрядчикам при выполнении капитального ремонта, чтобы знать дебит скважины
при выводе ее на требуемый режим работы.
Одной из важных характеристик является точность измерений. В связи с этим
целесообразно рассмотреть вопросы поверки замерной установки.
Целью данной выпускной квалификационной работы является анализ
существующей системы автоматизации замерной установки расхода.
Задачами выпускной квалификационной работы являются:
- анализ многофазной измерительной установки расхода УЗТ - 6,0 - 600;
4
- анализ средств автоматизации, используемых в замерной установки УЗТ -
6,0 - 600;
- сравнение существующих автоматических замерных установок;
- описание методики поверки информационных каналов замерной установки.
При выполнении выпускной квалификационной работы были использованы
материалы компании ООО «Уфанефтегазмаш».
5
1 Общая характеристика замерной установки расхода
1.1 Назначение и состав УЗТ - 6,0 - 600
Установка измерительная трехфазная УЗТ-6,0-600 (далее - установка)
предназначена для измерений массы и среднего массового расхода сырой
сепарированной нефти (далее - жидкости), массы и среднего массового расхода
нефти, содержащейся в жидкости, объема и среднего объемного расхода нефтяного
газа (далее - газа), извлекаемых из нефтяных скважин. Установка используется на
нефтедобывающих предприятиях.
В основу работы установки заложен метод, заключающийся в разделении
поступающей из скважины газоводонефтяной смеси на газ и жидкость, далее на
воду и отстоянную нефть, прямых измерений массы отстоянной нефти, массы воды
и объема выделившегося газа. Результаты измерений массы отстоянной нефти
корректируются на остаточное содержание в ней воды и растворенного газа, а объем
газа - на остающийся в нефти растворенный газ.
Особенности замерной установки:
- наличие сепаратора и трех измерительных линии, позволяющие определять
остаточное газосодержание продукции скважин в полном соответствии с
требованиями российского национального стандарта;
- система сбора и обработки информации, которая в автоматическом режиме
измеряет, вычисляет и отображает в табличном и графическом режимах
мгновенные, средние и суточные параметры скважины по расходам, количеству
нефти, газа и воды, содержанию воды, газовому фактору, давлению и температуре;
-
дизель-генератор, а также источник бесперебойного
питания,
обеспечивающий работу замерной установки при аварийном отключении внешних
источников энергоснабжения не менее 30 минут. Установка состоит из
технологического блока, измерительных линий, системы сбора и обработки
информации, блока автономного энергоснабжения и транспортной платформы [1].
6
Технические характеристики УЗТ -6,0 - 600 представлены в таблице 1.1
Таблица 1.1 – Технические характеристики УЗТ -6,0 - 600
Наименование характеристики
Значение характеристики
Расход нефти, м³/ сут., не более
0,016...20,8 (0,4 - 500)
Расход воды, м³/ сут., не более
0,016...16,7 ( 0,4 - 400)
Расход газа в рабочих условиях, м³/ сут.,
не более
4,8...2000 (115 - 48000)
Расход жидкости, м³/ сут., не более
0,01... 20,8 (0,4 - 600)
Давление в сепараторе, МПа
6,0
Пределы допускаемой относительной
погрешности при измерении массы и
среднего массового расхода жидкости, %
± 2,5
Пределы допускаемой относительной
погрешности измерения массы и
среднего массового расхода нефти с
содержанием воды в жидкости до, %
а) 70%
б) 95%
в) 98%
± 6,0
± 15,0
± 30,0
Пределы допускаемой основной
относительной погрешности при
измерении массы и среднего массового
расхода отстоянной нефти, %
± 1,0
Частота тока питания, Гц
50
Пределы допускаемой относительной
погрешности при измерении объема и
среднего объемного расхода газа, %
± 5,0
Срок служб, лет, не менее
8
7
Масса, кг, не более
19200
Изменение показаний при измерении
массы и среднего массового расхода
отстоянной нефти в рабочих условиях, %
± 0,5
Пределы допускаемой основной
относительной погрешности при
измерении массы и среднего массового
расхода воды, %
± 1,0
Объемная доля остаточного свободного
газа в отстоянной нефти, %, не более
0,5
Температура сырой нефти на входе в
сепаратор, °С
5 - 60
Объемная доля воды в жидкости, %, не
более
90
Напряжение питания переменного
тока, В
380
Допустимое отклонение от
номинального, %
от минус 15 до плюс 10
Потребляемая мощность, кВт, не более
40
Количество подключаемых скважин
1
Температура окружающего воздуха, °С
от минус 45 до плюс 40
Габаритные размеры, мм, не более
- длина
- ширина
- высота
13090
2850
3950
Относительная влажность окружающего
воздуха, %
до 100
8
1.2 Методы измерения расхода
Для измерения массы сырой нефти и объема нефтяного газа по отдельной
скважине применяют бессепарационные и сепарационные методы с использованием
измерительной установки [2].
К бессепарационным методам относят метод с использованием мультифазных
парциальных установок.
Метод
с
использованием
мультифазных
установок
позволяет
непосредственно определять расходы нефти, воды и нефтяного газа в потоке. Метод
с использованием мультифазных парциальных установок заключается в разделении
смеси с помощью мини - сепараторов на нефтяной газ, нефть и воду и последующих
измерениях значений их расходов непосредственно в потоке.
К сепарационным методам относят методы, основанные на разделении в
сепараторе смеси, поступающей из нефтяной скважины, на нефтяной газ и нефть.
Объемный расход нефтяного газа измеряют счетчиком газа, и его значение приводят
к стандартным условиям. Нефть накапливают в емкости, а время накопления
фиксируют.
Сепарационный метод измерения расхода с отстоем воды заключается в
следующем.
Сырую нефть выдерживают в емкости до расслоения на пластовую воду и
нефть. Затем воду и нефть сливают отдельно, измеряя их массы прямым методом
динамических измерений.
Сепарационный метод измерения расхода, основанный на прямом методе
измерений массы заключается в следующем.
Массу сырой нефти в емкости измеряют прямым методом статических
измерений или прямым методом динамических измерений при сливе. С помощью
влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание
воды в сырой нефти. На основе этих данных вычисляют массы воды и нефти.
Сепарационный метод измерения расхода, основанный на косвенном методе
9
динамических измерений массы заключается в следующем.
Объем сырой нефти измеряют с помощью счетчика объема при сливе. С
помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют
содержание воды в сырой нефти. Плотность нефти и воды определяют в
лаборатории по отобранной пробе. На основе этих данных вычисляют массы воды и
нефти.
Сепарационный метод измерения расхода, основанный на гидростатическом
принципе заключается в следующем.
Массу сырой нефти измеряют косвенным методом, основанным на
гидростатическом принципе. Для этого измеряют гидростатическое давление сырой
нефти и объем сырой нефти с помощью мер вместимости. С помощью влагомера
при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в
сырой нефти [2].
1.3 Технологическое описание УЗТ - 6,0 - 600
Технологическая схема УЗТ - 6,0 - 600 представлена на рисунке 1.1.
Основным элементом технологического блока является сепаратор, в котором
происходит разделение газоводонефтяной смеси на ее компоненты.
Из сепаратора каждый компонент газоводонефтяной смеси непрерывно
выводится через отдельные измерительные линии (ИЛ).
Измерительная линия газа 1 оснащена вихревым объемным расходомером-
счетчиком.
Измерительная линия воды 2 оснащена массовым счетчиком - расходомером.
На линии предусмотрена возможность ручного отбора пробы воды на анализ.
Измерительная линия отстоянной нефти 3 оснащена массовым счетчиком-
расходомером, а также поточным влагомером типа ВОЕСН для контроля
остаточного влагосодержания.
10
Рисунок 1.1 – Технологическая схема УЗТ - 6,0 - 600
11
Линия 3 оборудована средствами ручного и автоматического отбора пробы
нефти на анализ. При завышенном содержании остаточного свободного газа в нефти
поток направляется в массовый счетчик - расходомер через байпасную линию со
вспомогательным насосом, который обеспечивает повышение давления в
измерительной линии на (0,5-0,6) МПа. Для измерения остаточного газосодержания
в нефти (в свободном и растворенном состоянии) предусмотрены приборы УОСГ-
100 СКП и УОСГ- 1 РГ.
Установка оснащена также средствами измерений температуры и давления
.
Установка может работать как от внешнего источника электроснабжения, так
и от блока автономного энергоснабжения на базе дизельной электростанции.
Процесс измерения полностью автоматизирован. Система сбора и обработки
информации обрабатывает данные, полученные от измерительных преобразователей
средств измерений, управляет работой исполнительных устройств, сигнализирует об
отклонении параметров установки от нормы, формирует и архивирует отчетные
документы [1].
Основные средства измерений, входящие в состав установки представлены в
таблице 1.2
Таблица 1.2 - Основные средства измерений, входящие в состав установки
Наименование
Фирма - изготовитель
Расходомер - счетчик вихревой
объемный YEWFLO DY100
Фирма «Yokogawa», Япония
Счетчик - расходомер массовый
кориолисовый ROTOMASS
RCCS38
Фирма «RotaYokogawa
GmbH&Co.KG»,
Германия
Влагомер ВОЕСН
ПО «Нефтегазовые системы», Россия
Прибор УОСГ- 100 СКП
ООО НПЦ «СКПнефть», Россия
Прибор УОСГ- 1 РГ
ООО НПЦ «СКПнефть», Россия
12
2 Автоматизация замерной установки
2.1 Структура существующей системы автоматизации
Структура системы автоматизации, представленная на рисунке 2.1, строится
по трехуровневому иерархическому принципу:
- нижний уровень;
- средний уровень;
- верхний уровень.
Рисунок 2.1 Структура системы автоматизации замерной установки
К нижнему уровню системы относятся:
- датчики технологических параметров;
13
- исполнительные механизмы;
- аппаратура местного управления и сигнализации.
К среднему уровню системы автоматизации относятся:
- прибор пожарной сигнализации;
- Stardom (SCADA) - контроллер FCN, получающий и передающий
информацию о состоянии объектов на верхний уровень системы автоматизации;
- шкаф управления и установленные в нем программно-аппаратные модули
управления.
К верхнему уровню системы относится:
- опорная система передачи данных (ОСПД);
- автоматизированные рабочие места специалистов.
Верхний уровень системы автоматизации обеспечивает:
- прием информации о состоянии объекта;
- мониторинг технологического процесса и получение трендов измеряемых
технологических параметров;
- архивацию событий на нижнем уровне и действий оператора;
- управление технологическим процессом;
- формирование базы данных [3].
Для реализации верхним уровнем поставленных задач используется
промышленный компьютер следующей конфигурации:
- дисплей – 15" TFT LCD;
- процессор – Intel Celeron 2,5 ГГц;
- питание 230 В, 180 Вт;
- оперативная память 256 MB DDR400 SDRAM;
- HDD емкостью 40 Гб;
- программное обеспечение InTouch 9,5 Run Time на 500 тэгов;
- CD диски для системы разработки FactorySuite A.
14
2.2 Технические средства измерения
2.2.1 Сигнализатор уровня VEGASWING63.
VEGASWING 63
предназначен для сигнализации предельного уровня
жидкостей. Вибрационный сигнализатор в любом монтажном положении
регистрирует предельный уровень с высокой надежностью и миллиметровой
точностью. Датчик может монтироваться на емкостях и трубопроводах и
применяться для сигнализации максимального и минимального уровня, защиты
от переполнения или сухого хода, защиты насоса. Положение точки переключения
задается длиной удлинительной трубки. VEGASWING 63 обеспечивает
высочайшую надежность и безопасность в широком диапазоне применения [4].
Электроника VEGASWING 63 путем оценки частоты непрерывно
контролирует:
- наличие сильной коррозии или повреждений вибрирующей вилки;
- отказ вибрации;
- обрыв цепи к пьезоприводу.
При обнаружении какого-либо нарушения или при отключении питания
электроника принимает заданное состояние переключения, т.е. реле обесточивается.
Прибор также работает в условиях турбулентности, образования пузырьков и
пены, налипания продукта, сильных посторонних вибраций или неоднородности
измеряемой среды.
Точка переключения VEGASWING 63 представлена на рисунке 2.2 может
монтироваться в любом положении. При этом вибрирующая вилка должна
находиться на высоте желаемой точки переключения.
Принцип действия основан на колебании вибрирующей вилки возбуждаются
пьезоэлектрически на ее механической резонансной частоте приблизительно 1200
Гц. Благодаря своему механическому креплению пьезоэлементы не имеют
ограничений в отношении влияния перепадов температуры. При погружении вилки
в продукт частота колебаний изменяется. Это изменение преобразуется встроенный
15
электроникой прибора в команду переключения.
Рисунок 2.2 - Точка переключения VEGASWING 63
Положение точки переключения для вертикального монтажа прибора
обозначено боковыми метками на вибрирующей вилке. Заводская установка точки
переключения выполнена относительно воды при положении переключателя
плотности измеряемого продукта ≥ 0,7 г/см³. VEGASWING 63 следует монтировать
так, чтобы метка находилась на высоте желаемой точки переключения. При этом
нужно учитывать смещение точки переключения на продуктах с плотностью,
отличной от плотности воды. Для продуктов с плотностью < 0,7 г/см³ и > 0,5 г/см³
переключатель плотности необходимо установить на ≥ 0,5 г/см³. Следует учитывать,
что датчик будет обнаруживать пену с плотностью > 0,45 г/см³, что может привести
к ошибкам при установке на защиту от сухого хода. При горизонтальном монтаже
на липких и вязких продуктах плоскости вилки должны быть расположены
вертикально, что позволяет уменьшить накопление продукта на вилке. Чтобы
продукт не оседал на вилке при горизонтальном монтаже на липких и вязких
продуктах, вибрирующая вилка должна свободно выступать в емкость, в связи с чем
для таких случаев не рекомендуется использовать монтажные патрубки или
штуцеры [4].
VEGASWING 63 состоит из следующих компонентов:
- крышка корпуса;
16
- корпус с электроникой;
- присоединение и вибрирующая вилка.
Источники неисправностей работы VEGASWING 63:
- датчик;
- процесс;
- питание;
- формирование сигнала.
Преимущества:
- быстрая и простая установка без настройки с продуктом;
- точная и надежная функция, независимость точки переключения от
продукта;
- небольшая стоимость эксплуатации и обслуживания;
- очень высокая воспроизводимость;
- не изнашивается не требует обслуживания [4].
Технические характеристики VEGASWING 63 представлены в таблице2.1
Таблица 2.1 - Технические характеристики VEGASWING 63
Технические характеристики
Значения
Материал, контактирующий со средой
сталь 316L L с покрытием PFA
Вид и степень взрывозащиты
EEx d IIC T6
Тип присоединения
резьба G1A PN64/316L
Температура процесса, °С
от минус 50 до плюс 150
Давление процесса, кПа
от минус 100 до плюс 6400
Степень защиты от воды и пыли
IP66
2.2.2 Уровнемер VEGAFLEX 67.
Уровнемер VEGAFLEX 67 со стержневым или тросовым зондом предназначен
для непрерывного измерения межфазного уровня. Прибор предназначен для
применения на жидкостях в любых отраслях промышленности. Сигнал межфазного
уровня формируется непосредственно датчиком и выдается в виде цифрового
выходного сигнала. Измерение межфазного уровня представлена на рисунке 2.3.
17
1 - базовая плоскость; h1- высота межфазного уровня; h2 - высота общего уровня;
d1 - расстояние до межфазного уровня; d2 - расстояние до уровня; TS - толщина
слоя верхнего продукта d1 - d2; L1 - нижний продукт; L2 - верхний продукт
Рисунок 2.3 - Измерение межфазного уровня
Принцип действия основан на направлении высокочастотных микроволновых
импульсов вдоль по стальному тросу или стержню. Достигнув поверхности
верхнего продукта, микроволны частично отражаются от нее. Далее, пройдя через
верхний продукт, микроволны отражаются от поверхности раздела фаз. Полученные
значения времени прохождения импульса до межфазной поверхности и до верхней
поверхности обрабатываются электроникой прибора [4].
VEGAFLEX 67 в тросовом или стержневом исполнении следует монтировать
на расстоянии не менее 300 мм от стенки емкости или конструкций в емкости. Во
время работы измерительный зонд не должен касаться стенок емкости или
конструкций в ней. При необходимости конец зонда можно закрепить.
Требования к верхнему продукту:
- верхний продукт должен быть непроводящим;
- должна быть известна диэлектрическая проницаемость верхнего продукта
(требуется ввод значения). Минимальная диэлектрическая проницаемость
составляет 1,7;
- верхний продукт не должен являться смесью и иметь постоянный состав;
- верхний продукт должен быть однородным и неслоистым;
- минимальная толщина верхнего продукта составляет 100 мм;
18
- четкий раздел с нижней фазой, отсутствие эмульсии или переходного слоя;
- желательно отсутствие пены на поверхности верхнего продукта.
Требования к нижнему продукту заключается в том, что предпочтительно,
если нижний продукт электропроводящий.
Части устройства, контактирующие с измеряемой средой, а именно,
чувствительный элемент, уплотнение и присоединение должны быть применимы
при данных условиях измерения. Необходимо учитывать давление процесса,
температуру процесса и химические свойства среды [4].
Измерительный зонд VEGAFLEX 67 не должен подвергаться сильным
боковым нагрузкам, поэтому для монтажа прибора следует выбирать такое место,
где не будет помех, создаваемых наливными отверстиями, мешалками и т.п.
Преимущество уровнемера VEGAFLEX 67:
- пуск в эксплуатацию без настройки;
- независимость от плотности продукта;
- нечувствительность к пыли и конденсату;
- не изнашивается и не требует обслуживания.
Основные технические характеристики уровнемера представлены в
таблице 2.2 [4].
Таблица 2.2 – Основные технические характеристики уровнемера
Параметр
Значение
Применение
измерение межфазного уровня
Присоединение
резьба от G 3/4 А, фланец
Температура процесса, °С
от минус 200 до плюс 400
Давление процесса, бар
от минус 1 до плюс 400
Точность измерения, мм
± 10
2.2.3 Радарный уровнемер VEGAPULS 66.
Для измерения уровня жидкостей применяются радарные датчики в двух
диапазонах частот. Высокочастотные радары применяются в условиях, где
необходима высокая точность измерения. Даже при малых размерах антенны
19
обеспечивается отличная фокусировка сигнала. Низкочастотные радары
предназначены для применения при накоплении осадкапродукта или конденсата,
сильном пенообразовании или иных сложных условиях работы. Радарные датчики
обеспечивают надежное измерение уровня различных жидких сред независимо от
давления, температуры, паров и состава газообразного слоя [4].
Уровнемер VEGAPULS 66 предназначен для измерение в жидкостях при
сложных условиях работы в химической, нефтехимической и перерабатывающей
отраслях промышленности.
Исполнение с рупорной антенной применяется для измерения уровня
жидкостей и сыпучих продуктов при самых сложных эксплуатации, таких как
налипание продукта, образование конденсата и пены, сильное волнение продукта.
Густая пена, образующаяся на поверхности продукта при
заполнении
емкости, работе мешалок и других процессах, может значительно поглощать
излучаемый сигнал. В условиях пенообразования рекомендуется применять радары
с антеннами наибольшего диаметра. Пена не оказывает влияния на измерение
посредством направленных микроволн, поэтому в условиях пенообразования
особенно применимы уровнемеры, реализующие этот принцип измерения
посредством направленных микроволн.
Принцип измерения уровнемера основан на излучении очень коротких
микроволновых импульсов и приеме их в виде эхо-сигналов, отраженных от
поверхности измеряемого продукта. Микроволновый импульс распространяется со
скоростью света, и время от излучения до приема сигнала пропорционально уровню
продукта в емкости. Надежность и точность измерения таких предельно кратких
периодов обеспечивается с помощью специальной процедуры растягивания
импульса по времени. Радарные датчики работают с малой излученной мощностью
в диапазонах частот С или К.
Излучаемые датчиком радарные импульсы являются электромагнитными
волнами. Плоскость поляризации определяется направлением электрической
составляющей. Поворачивая прибор на присоединительном фланце или в резьбовом
20
патрубке, можно за счет положения плоскости поляризации добиться заметного
уменьшения влияния ложных эхосигналов.
При монтаже VEGAPULS 66 расстояние от стенки емкости должно составлять
не менее 500 мм. При монтаже уровнемера в центре выпуклой или округлой крыши
емкости возможны множественные эхосигналы, которые можно отфильтровать с
помощью соответствующей настройки. Если указанное выше расстояние обеспечить
невозможно то при начальной установке необходимо создать память помех.
Рекомендуется повторно создать память помех с уже накопившимся осадком на
стенке емкости. На емкостях с коническим днищем датчик рекомендуется
монтировать по центру емкости, чтобы измерение было возможно на ее полную
глубину.
Преимущества радарного уровнемера VEGAPULS 66:
- бесконтактное измерение;
- простота монтажа;
- нет износа и не требуется обслуживание;
- высокая точность измерения.
Основные технические характеристики радарного уровнемера представлены в
таблице 2.3 [4].
Таблица 2.3 – Основные технические характеристики радарного уровнемера
Параметр
Значение
Применение
Резервуары - хранилища и
технологические емкости при самых
сложных условиях
Диапазон измерения, м, не более
35
Присоединение
фланец
Температура процесса, °С
от минус 60 до плюс 400
Давление процесса, бар
от минус 1 до плюс 160
Точность измерения, мм
± 8
21
2.2.4 Датчик избыточного давления Yokogawa EJX530A.
Высокоэффективный датчик и избыточного давления EJX530A содержит
монокристаллический кремниевый резонансный чувствительный элемент и может
быть использован для измерения давления жидкости, газа или пара. Датчик
обеспечивает быстрый отклик, позволяет осуществлять дистанционный контроль и
установку параметров посредством цифровой связи с BRAIN или HART-
коммуникатором, располагает функцией диагностики и дополнительным выходом
состояния для сигнализаций по верхнему/нижнему пределу давления.
Многоточечная технология измерения обеспечивает расширенную диагностику,
позволяющую выявлять такие нарушения, как блокировка импульсной линии или
поломка теплотрассы [5].
Важнейшей особенностью датчиков давления серии EJX является
резонансный принцип измерения давления, основанный на преобразовании упругой
деформации монокристаллической кремниевой мембраны, возникающая под
действием приложенной разности давления, в частотный электрический сигнал.
Принцип измерения давления представлен на рисунке 2.4.
Рисунок 2.4 - Принцип измерения давления
Преобразования осуществляется при помощи двух микроскопических полых
Н-образных резонаторов, сформированных на поверхности кремниевой мембраны,
которые служат частотно-задающими элементами для двух генераторов
22
переменного напряжения. Механическая конструкция мембраны такова, что при ее
деформации частота одного резонатора уменьшается, а другого- увеличивается,
возникающая при этом разность частот линейно зависит от приложенной разности
давления и практически не зависит от температуры и статического давления. Н -
образные резонаторы представлены на рисунке 2.5.
Использование резонансного принципа измерения позволяет добиться
высоких метрологических характеристик датчиков серии EJX без применения
дополнительных конструктивных и технологических приемов и, в сочетании с
надежной и продуманной конструкцией, обеспечивает отличные эксплуатационные
показатели при вполне доступной цене [5].
Рисунок 2.5 - Н - образные резонаторы
Благодаря тому, что частота выходного сигнала с резонансного сенсора может
измеряться непосредственно цифровыми счетчиками, вся обработка сигнала в
электронном модуле датчиков EJX сделана полностью цифровой. Цифровой
электронный модуль представлен на рисунке 2.6.
Отсутствие аналого-цифрового преобразования существенно повышает
надежность и метрологические характеристики датчика. Кроме того, датчику
EJX530А не требуется подстройка нуля и калибровка после перенастройки шкалы,
что значительно уменьшает объем работ по обслуживанию датчика и снижает
расходы на его эксплуатацию. А при передачи результатов измерений EJX530А в
перенастройке шкалы вообще не нуждается.
23
Рисунок 2.6 - Цифровой электронный модуль
Датчик избыточного
давления EJX530A
оснащаться съемным
жидкокристаллическим дисплеем, предназначенным для:
- отображения выходного сигнала в процентах шкалы;
- отображения измеренного давления в стандартных и нестандартных
единицах измерения;
- отображения выбранных стандартных единиц измерения, выбранной
выходной характеристики, результатов самодиагностики;
- перенастройки нуля и шкалы по месту с использованием винта
перенастройки на корпусе датчика.
Отличительными чертами датчика избыточного давления EJX530A является:
- высокая надежность и приспособленность к промышленным условиям
эксплуатации;
- высокое быстродействие;
- полностью цифровая обработка сигнала с сенсора, расширенная
самодиагностика;
- лучшие метрологические характеристики;
- удобство в эксплуатации, минимальные затраты на обслуживание;
- лучшее в мире соотношения цена/качество, минимальная стоимость
владения.
24
Датчик серии EJX530A обладает всеми функциями современных
интеллектуальных датчиков. Кроме того переработка электроника, добавлены
функции, улучшена точность.
Технические характеристики датчика представлены в таблице 2.4 [5].
Таблица 2.4 – Технические характеристики датчика
Наименование показателя
Значение
Измеряема среда
жидкость, пар и газ
Температура измеряемой среды, °С
от минус 40 до плюс 120
Пределы измерений, МПа
от минус 0,1 до плюс10
Пределы перенастройки шкалы, МПа
от 0,2 до10
Давление перегрузки, МПа
20
Рекомендуемый диапазон перенас-
тройки шкалы, МПа
От 1 до 10
Предел основной приведенной
погрешности в рекомендуемом
диапазоне перенастройке, % шкалы
± 0,1
Информативный параметр выходного
сигнала в виде постоянного тока, мА
4...20
взрывозащищенное исполнение
EEx d IIC T6
2.2.5 Кориолисовый расходомер - счетчик серии ROTAMASS.
Счетчики-расходомеры
массовые кориолисовые предназначены
для
измерений массового среднего расхода, плотности и температуры жидкостей, газов.
Область применения - предприятия нефтяной, химической, пищевой и других
отраслей промышленности, а также для учетно-расчетных операций.
Принцип действия расходомеров основан на использовании сил Кориолиса.
Эти силы возникают в колебательной системе, в которой одновременно имеет место
поступательное и вращательное движения. Величина кориолисовой силы зависит от
25
массы жидкости и скорости ее движения в системе, следовательно, от массового
расхода жидкости [5].
Конструктивно расходомеры серии ROTАMASS выполняются по технологии
«корпус в корпусе». Внутренний корпус, в котором крепятся измерительные трубки
и располагаются электронные компоненты, не связан с внешним корпусом. Бла-
годаря этому практически устраняется влияние таких явлений, как:
- вибрация трубопровода;
- перекос труб при монтаже.
При
высокотемпературном исполнении
расходомеры
ROTАMASS
помещаются в специальный кожух с теплоизоляционным материалом, при этом
клеммная коробка для электрических подключений располагается снаружи кожуха.
В результате обеспечивается высокая точность измерений, безопасность и удобство
обслуживания.
Возможны следующие варианты исполнений:
- установка в кожух с теплоизоляционном материалом;
- установка в кожух с рубашкой обогрева и теплоизоляционном материалом;
- установка в кожух с теплоизоляционном материалом плюс рубашка обогрева
с дренажной линией.
Особенности принципа измерения:
- прямое измерение массового расхода и плотности;
- широкий динамический диапазон;
- измерение расхода в прямом/обратном направлении;
- измерение не зависит от плотности, вязкости, давления и температуры
среды.
Отличительные черты и преимущества массового расходомера:
- высокая точность и стабильность измерений;
- вычисления объемного расхода и концентрации;
- повышенная устойчивость к вибрации и перекосу труб;
- наличие исполнения с рубашкой обогрева;
26
- развитая самодиагностика, широкие функциональные возможности;
- межповерочный интервал - 4 года.
Типовые применения массового расходомера ROTАMASS:
- высокоточное измерение массового расхода различных жидкостей и газов;
- измерение концентрации растворов;
- процессы дозирования/наполнения;
- измерение расхода в сложных условиях эксплуатации [5].
Первичными измеряемыми величинами для расходомеров серии ROTАMASS
являются:
- массовый расход
;
- плотность среды;
- температура среды.
На основе этой информации и пользовательских настроек прибор может
рассчитывать следующие величины:
- текущий объемный расход;
- суммарный массовый/объемный расход;
- концентрацию.
Для выдачи результатов измерения и сигнализации о нештатных ситуациях
предусмотрены следующие средства:
- встроенный ЖК-индикатор (отображение текущего/суммарного расхода,
текущего измеренного значения плотности, температуры среды или концентрации);
- два токовых выхода 4...20 мА (текущий расход. плотность, температура);
- цифровой HART - протокол (все измеряемые величины);
- дискретный выход, который в зависимости от настроек может
использоваться в режиме;
- импульсного/частотного сигнала;
- сигнала состояния.
Расходомеры серии ROTАMASS обладают развитой самодиагностикой, что
повышает надежность приборов в эксплуатации и помогает своевременно
27
обнаруживать отклонения от штатного режима работы. Распознаются следующие
неисправности и нештатные режимы работы:
- неисправность электронного блока;
- неисправность датчиков-преобразователей частоты колебаний труб в
электрический сигнал;
- неисправность датчика температуры;
- не полностью заполненный трубопровод;
- коррозия измерительных трубок;
- пробковое течение (измеряемая среда/ нерастворенный газ);
- расход, плотность или температура измеряемой величины выходит за
установленный предел измерения [5].
Сигнализация о неисправностях и нештатных режимах работы производится
при помощи:
- ЖК - индикатора;
- цифрового НАRТ-протокола;
- аналогового выхода;
- дискретного выхода (при работе в режиме сигнала состояния).
Конфигурирование расходомеров серии ROTАMASS производится при
помощи трех инфракрасных клавиш на ЖК - индикаторе либо по цифровому HART
- протоколу. В подавляющем большинстве случаев для ввода прибора в
эксплуатацию пользователю достаточно установить единицы измерения, пределы
измерения и режим работы выходных сигналов. Однако для обеспечения
надежности и удобства
работы в различных условиях эксплуатации расходомер обладает широкими
функциональными возможностями:
- отображение расхода, плотности или температуры в единицах измерения,
выбранных пользователем;
- суммирование и отображение расхода в прямом и обратном направлениях
28
потока, а также разницы между суммарным расходом в прямом/обратном
направлении в единицах измерения, выбранных пользователем;
- изменение постоянной демпфирования;
- конфигурируемый сигнал состояния для:
а) сигнализации о направлении потока (прямое/обратное);
б) сигнализации о превышении заданной уставки (по расходу, плотности,
температуре или концентрации);
в) сигнализации о превышении заданной уставки значения суммарного
расхода;
- конфигурируемый входной сигнал для:
а) дистанционной коррекции нуля;
б) принудительной установки аналоговых
выходных сигналов
на
величину 4 мА;
в) сброс счетчиков суммарного расхода на ноль.
Кориолисовые массовые расходомеры - счетчики Rotamass внесены в
Государственный реестр средств измерений под № 27054-09.
Методика поверки:
- согласно документу «Инструкция ГСИ. Расходомеры массовые
кориолисовые Rotamass. Методика
поверки
расходомерной
поверочной
установкой», согласованному с ТЦИ СИ ФГУП ВНИИР 21.04.2004 г.;
- согласно документу «Рекомендация ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые
кориолисовые Rotamass. Методика поверки комплектом трубопоршневой установки
и поточного преобразователя плотности»,
утвержденному ФГУП ВНИИР
21.04.2004 г.
Способы поверки:
- проливка водой на поверочной установке для жидкостей с погрешностью не
более 0,05%: измерение плотности поверочной среды ареометрами 1 разряда:
измерение температуры поверочной среды термометрами жидкостными по ГОСТ
28498-90 с ценой деления 0,1 °С;
29
- проливка измеряемой средой на месте эксплуатации при помощи
трубопоршневых установок 1 или 2 разряда с пределами относительной по-
грешности по ГОСТ 8.510: измерение плотности среды первичным
преобразователем плотности с пределами абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м³:
измерение температуры среды термометрами жидкостными стеклянными типа А с
диапазоном измерений от 0 до плюс 50 °С. с ценой деления 0,1 °С по ГОСТ 28496
или преобразователями температуры с пределами допускаемой абсолютной
погрешности ± 0,2%.
Расходомер можно устанавливать в вертикальном, горизонтальном или
наклонном положениях. Однако, трубопровод должен проходить таким образом,
чтобы:
- быть полностью заполненным жидкостью в месте установки расходомера;
- конденсат, нерастворенный газ и твердые частицы не скапливались в
измерительных трубках.
Установка на горизонтальном трубопроводе представлена на рисунке 2.7
Рисунок 2.7 - Установка на горизонтальном трубопроводе
Установка на вертикальном трубопроводе представлена на рисунке 2.8
Рисунок 2.8 - Установка на вертикальном трубопроводе
30
Не рекомендуется устанавливать расходомер в наивысшей точке
трубопровода, т. к. в этом случае возможно скопление нерастворенного газа в
измерительных трубках [5].
Основные технические характеристики представлены в таблице 2.5.
Таблица 2.5 - Основные технические характеристики
Наименование показателя
Значение
Модель
RCCT38
Наибольший расход, т/ч
50
Наименьший расход, т/ч
16
Стабильность нуля, кг/ч
от 0,3 до 0,5
Диапазон измерений температуры, °С
от минус 40 до плюс 150
Пределы абсолютной погрешности при
измерении температуры, °С
±1
Пределы абсолютной погрешности при
измерении плотности, г/л
±1
Диаметр измерительных трубок, мм
22,1
2.2.6 Расходомер вихревого типа Yokogawa digitalYEWFLO.
Вихревые
расходомеры
серии
YEWFLO
представляют
собой
интеллектуальные датчики расхода и предназначены для измерения объемного
расхода жидкости, пара или газа.
У модели вихревого расходомера газа digitalYEWFLO также имеется
модификация, обладающая способностью одновременно с расходом измерять через
встроенный в виреобразователь термометр сопротивления еще и температуру
рабочей среды. С помощью этой функции теперь вихревой расходомер пара может
самостоятельно рассчитывать и выдавать массовый расход при измерении расхода
жидкости и насыщенного пара [5].
31
Кроме того, 2 выходных сигнала (токовый 4...20 мА и импульсный) позволяют
вихревому расходомеру газа передавать на верхний уровень одновременно
информацию как о расходе, так и о температуре рабочей среды.
В основе принципа действия любого вихревого расходомера лежит широко
известное природное явление - образование вихрей за препятствием, стоящим на
пути потока. При скоростях среды выше определенного предела вихри образуют
регулярную дорожку, называемую «дорожкой Кармана». Частота образования
вихрей
при
этом
прямо
пропорциональна
скорости
потока.
Число Рейнольдса - один из подобия критериев для течений вязких жидкостей
и газов, характеризующий соотношение между инерционными силами и силами
вязкости, которое вычисляется по формуле:
m
lЧ
v
Ч
r
=
Re
(2.1)
где Re - Число Рейнольдса (безразмерное);
r - плотность (кг/м³);
v - скорость (м/с);
m - динамическая вязкость (Н*с/м²);
l - характерный линейный размер (м).
Низкие значения числа Рейнольдса указывают на ламинарное движение
потока жидкости, т. е. движения слоями, которое хорошо описывается
математически; при более высоких значениях поток становится турбулентным и
сложным.
В диапазоне чисел Рейнольдса от 2×
до 7×
коэффициент
пропорциональности между частотой образования вихрей и скоростью потока
практически не зависит от числа Рейнольдса. Это позволяет вихревым
расходомерам с хорошей точностью измерять скорость потока независимо от типа
среды.
32
Основные преимущества вихревого расходомера:
- линейный выходной сигнал;
- широкий динамический диапазон измерений;
- малая потеря давления;
- простота и надежность в эксплуатации.
Нормальный рабочий диапазон вихревых расходомеров соответствует
диапазону чисел Рейнольдса от 2×
и выше до скоростей 10 м/с в случае
жидкости и 80 м/с в случае газа или пара.
Основным отличием вихревых расходомеров серии «YEWFLO» от других
вихревых расходомеров является принцип измерения частоты образования вихрей.
В вихревых расходомерах YEWFLO вихреобразователь служит одновременно и
чувствительным элементом: При образовании вихря на него действует изгибающая
сила, которая с помощью встроенных пьезодатчиков преобразуется в электрический
потенциал. Переменное усилие, возникающее при регулярном образовании вихрей,
таким образом, приводит к переменному электрическому сигналу на выходе,
частота которого соответствует частоте образования вихрей [5].
Технические характеристики представлены в таблице 2.6
Таблица 2.6 - Технические характеристики
Параметр
Значение
Измеряемая среда
газ, пар, жидкость
Номинальный диаметр, мм
от 15 до 400
Погрешность измерения жидкости, %
± 0,75
Температура рабочей среды, °С
от минус 40 до плюс 450
Температура окружающей среды, °С
от минус 40 до плюс 80
Конструктивное исполнение
IP67
Взрывонепроницаемое исполнение
EExia IIC T6_T1
Масса, кг
12,8
Такая конструкция дает целый ряд преимуществ для вихревого расходомера:
33
- вихревые расходомеры обладают большой надежностью, поскольку
пьезодатчики не контактируют со средой;
- обеспечивается повышенная устойчивость к турбулентности потока, что:
а) снимает необходимость точного соответствия внутренних диаметров труб и
расходомера;
б) снижает требования к протяженности линейных участков до и после
вихревого расходомера [5].
2.2.7 Манометр показывающий сигнализирующий.
Манометр показывающий сигнализирующий ДМ 2005Сг1Ех, предназначен
для измерения избыточного давления различных сред и управления внешними
электрическими цепями от сигнализирующего устройства прямого действия.
По защищенности от воздействия окружающей среды прибор имеет
исполнения:
− по устойчивости к атмосферным воздействиям - обыкновенное;
− по устойчивости к воздействию агрессивных сред - обыкновенное и
защищённое от агрессивной среды.
Технические характеристики представлены в таблице 2.7.
Таблица 2.7 - Технические характеристики
Параметры
Значение
Диаметр корпуса, мм
160
Пределы показаний прибора, кгс/см²
от 0 до 1600
Класс точности
1,5
Степень защиты от твердых частиц
IP40
Диапазон измерения избыточного
давления , %
от 0 до 75
Минимальный диапазон установок, %
5
Сила тока сигнализирующего
устройства, А, не более
1
Частота переменного тока, Гц
50 ± 1
34
Напряжение внешних коммутируемых
цепей:
- для цепей переменного тока, В
- для цепей постоянного тока, В
24...380
24...220
Влажность окружающего воздуха, %, не
более
98
Температура окружающего воздуха, °С
от минус 50 до плюс 60
Виброустойчивость, Гц
От 5 до 35; амплитуда 0,35 мм
Масса прибора, кг, не более
5,5
Средний срок службы, лет
10
Контролируемые среды:
- неагрессивные некристаллизующиеся жидкости, газы и пары, в т.ч.
кислород;
- углеводородный газ, водогазонефтяная эмульсия с содержанием
сероводорода (Н2S) до 25% объемных, водонефтяная эмульсия с содержанием
сероводорода до 10% объемных и неорганических солей [6].
2.2.8 Сигнализатор СТМ-10.
Сигнализаторы СТМ-10 предназначены для непрерывного контроля
довзрывоопасных концентраций горючих газов, паров и их смесей в воздухе
рабочей
зоны
помещений
и
на открытых
площадках
в условиях
макроклиматических районов с умеренным или тропическим влажным климатом.
Сигнализатор состоит из блока сигнализации и питания и выносных датчиков
или блоков датчика [7].
Принцип действия сигнализаторов – термохимический – основан на
измерении теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически
активном элементе датчика, дальнейшем преобразовании полученного сигнала в
модуле МИП и выдачи сигнала о достижении сигнальной концентрации.
Сигнализаторы состоят из датчиков или блоков датчика и блока сигнализации
и питания, состоящего из МИП, МПОП и МПРП. Количество датчиков или блоков
35
датчика, модулей МИП, а также наличие или отсутствие МПРП зависит от
исполнения сигнализаторов [7].
В сигнализаторах с отсчетным устройством преобразование аналогового
сигнала в цифровой осуществляет устройство цифровой индикации с аналого-
цифровым преобразователем (АЦП); индикацию в % НКПР осуществляют
цифровые индикаторы: Н3 – в разряде десятков, Н2 – в разряде единиц, Н1 – в
разряде десятых долей процентов НКПР. В случае преобразования отрицательного
сигнала, обусловленного дрейфом выходного сигнала датчика, высвечивается
вторая запятая.
Режим работы – непрерывный.
Способ забора пробы – диффузионный или принудительный, в зависимости от
исполнения.
Тип
сигнализаторов–стационарный,
автоматический,
одноканальный.
Сигнализатор состоит из блока сигнализации и питания и выносных датчиков
или блоков датчика. Газовая схема блока датчика с принудительной подачей
контролируемой среды представлена на рисунке 2.9 обеспечивает принудительную
подачу на датчик:
- анализируемой среды в режимах анализа;
- воздуха или поверочной смеси в режиме контроля нуля или поверки
сигнализаторов.
В режиме контроля через штуцер «ВХОД» на лицевой стороне панели и кран
трехходовой в положении «КОНТРОЛЬ» чистый воздух или поверочная смесь
точно также подается на датчик и через индикатор расхода и эжектор на сброс [7].
Условия эксплуатации сигнализатора:
- диапазон температуры окружающей среды:
а) для датчика от минус 60 до плюс 50 °С;
б) для блока датчика от 1 до 50 °С;
в) для блока сигнализации и питания от 1 до 50 °С;
36
- диапазон атмосферного
давления от 84 до 106,7 кПа (от 630 до 800
мм рт. ст.);
- диапазон относительной влажности воздуха от 30 до 98% при температуре
25 °С или при температуре 35 °С – для тропического исполнения;
- вибрации с частотой 25 Гц и амплитудой не более 0,1 мм;
- содержание пыли не более 10 мг/м
3
;
- напряженность внешнего однородного переменного магнитного поля не
более 400 А/м;
- напряженность внешнего однородного переменного электрического поля не
более 10 кВ/м;
- содержание вредных веществ в контролируемой среде (каталитических
ядов), снижающих каталитическую активность чувствительных элементов (ЧЭ)
термохимического
датчика (ТХД);
агрессивных
веществ, разрушающих
огнепреградитель, токоподводы и ЧЭ ТХД, не должно превышать предельно-
допустимых концентраций (ПДК) согласно ГОСТ 12.1.005-88. При больших
концентрациях каталитических ядов рекомендуется применение фильтра-
поглотителя [7].
1, 4, 8, 10 – штуцер; 2 – фильтр; 3 – эжектор; 5 – вентиль запорно-регулирующий; 6
– индикатор расхода; 7 – датчик; 9 – кран трехходовой
Рисунок 2.9 – Газовая схема блока датчика
37
Уровень ПДК для сероводорода Н
2
S не должен превышать 10 мг/м
3
за время
непрерывной работы не менее 300 ч.
Сигнализатор обеспечивает:
- выдачу непрерывной световой сигнализации красного цвета по каждому
каналу о достижении концентрацией порога срабатывания предупредительной
сигнализации ПОРОГ1;
- выдачу прерывистой световой сигнализации красного цвета по каждому
каналу о достижении концентрацией порога срабатывания аварийной сигнализации
ПОРОГ2;
- выдачу непрерывной световой сигнализации красного цвета о наиболее
вероятной неисправности сигнализаторов;
- переключение контактов для коммутации внешних цепей сигнализации при
срабатывании сигнализации ПОРОГ1, ПОРОГ2;
- переключение контактов для коммутации внешних цепей сигнализации
ВКЛЮЧЕНО при включении сигнализатора (кроме сигнализаторов исполнений,
согласованных с морским регистром судоходства) [7].
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности сигнализатора (ΔД)
по поверочному компоненту не более ± 5,0% нижнего концентрационного предела
распространения (НКПР).
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности по поверочному
компоненту не более ± 7,0% НКПР.
Пределы допускаемой вариации выходного сигнала сигнализаторов по
поверочному компоненту не более ± 2,5% НКПР.
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности сигнализатора (ΔН) по
неповерочному компоненту, % НКПР, не более:
- по гексану и нефрасу составляет ± 10;
- по водороду составляет ± 5.
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности срабатывания
порогового устройства сигнализаторов ± 1,0% НКПР.
38
Пределы
допускаемой
дополнительной
абсолютной
погрешности
сигнализаторов от изменения температуры окружающей среды в рабочем диапазоне
температур на каждые 10 °С от номинального значения температуры (20 ± 5) °С не
более ± 1,0% НКПР.
Пределы
допускаемой
дополнительной
абсолютной
погрешности
сигнализаторов от изменения влажности окружающей и контролируемой среды до
98% при температуре 25 °С или 35 °С (тропическое исполнение) не более ± 4,5%
НКПР [7].
2.2.9 Приборы УОСГ-100 СКП и УОСГ-1РГ.
Приборы предназначены для измерения по аттестованным методикам
выполнения измерений остаточного содержания свободного (УОСГ-100 СКП) и
растворенного (У0СГ-1РГ) газа в нефти.
Приборы применяют при определении поправок в показания счетчиков на
содержание в нефти свободного и растворенного газа [8].
Принцип действия приборов основан на герметичном отборе пробы
углеводородной смеси, изотермическом приведении ее в однофазное или
двухфазное термодинамически равновесные состояния, измерения значений
давления, соответствующих изменению объема, и определении расчетным путем
содержания в нефти свободного и растворенного газа.
Конструктивно приборы состоят из пробоотборного блока и прессового узла.
Пробоотборный блок включает в себя пробоотборную камеру, клапанный и
манометрический узлы. Прессовый узел имеет плунжер, линейную шкалу, визир,
лимб, корпус.
Поверка производится согласно раздела 10 паспорта на прибор,
согласованного с ЩИ СИ ФГУ «ЦСМ Республики Башкортостан» 21.10.2005г.
Основные средства измерений и оборудование, необходимые для поверки:
- манометр образцовый МО. Класс точности ОД 5 с верхним пределом
измерения 10 МПа;
- вакуумный насос ЗНВР ДМ. ТУ 26-04-591-85.
39
- бюретки стеклянные вместимостью 50 мл и 25 мл, класса точности 2, с ценой
деления соответственно 0,2 мл и 0,1 мл по ГОСТ 29251.
Межповерочный интервал приборов 1 год.
Технические характеристики представлены в таблице 2.8 [8].
Таблица 2.8 - Технические характеристики
Наименование
Значение прибора
УОСГ - 100СКП
Значение прибора
УОСГ-1 РГ
Диапазоны измерения
давления в пробоот-
борной камере, МПа
0...10
0...60
Объем испытуемой
пробы, мл, не менее
280
5
Вместимость пробоот-
борной камеры, мл
280
130
Температура рабочей
среды, °С
от плюс 10 до плюс 80
от плюс 10 до плюс 80
Пределы абсолютной
погрешности при изме-
рении давления, МПа
± 0,1
± 0,04
Диапазоны измерения
изменения вместимости
пробоотборной
камеры, мл
от 0 до 33
от 0 до 133
Масса, кг, не более
14
10
Температура
окружающей среды, °С
от минус 20 до плюс 40
от минус 20 до плюс 40
Максимальное давление в
подводящем трубопро-
воде, МПа
6,0
6,0
40
Пределы абсолютной
погрешности при
измерении изменения
вместимости пробоот-
борной камеры, мл
± 0,2
± 0,5
Срок службы, лет
6
6
2.3 Характеристики контроллера FCN на сетевой основе STARDOM
STARDOM - это первая система, позиционируемая как система Управления на
Сетевой основе (СУС), производства Yokogawa. Архитектура СУС разработана для
областей «электронного» бизнеса, предусматривающих быстрое реагирование на
изменения рыночного
спроса во многих отраслях перерабатывающей
промышленности. СУС STARDOM соответствует этим новейшим требованиям и
обеспечивает высокую гибкость построения системы управления, наилучшим
образом подходящей для любых целей пользователя [9].
STARDOM является «готовой системой», соответственно сокращающей
общую стоимость оборудования. STARDOM обеспечивает новый способ
управления и контроля, используя Вэб-браузер в качестве интерфейса оператора.
Какова бы ни была задача управления и контроля, она может быть выполнена в
любое время и везде, где есть небольшой сетевой клиент-терминал. Сетью
управления для STARDOM может быть любая сеть, работающая по протоколу
TCP/IP, например, Ethernet, оптический распределенный интерфейс или сеть
беспроводной спутниковой связи. Разнообразие встроенных протоколов связи
обеспечивает соединения с многими системами на уровне управления.
STARDOM состоит из следующих полностью независимых компонентов:
- автономных контроллеров FCN и FCJ;
- программного обеспечения многоцелевого сервера данных VDS;
- папок приложений (прикладных программ).
41
Автономный контроллер тип: FCN - это высоконадежный интеллектуальный
котроллер, имеющий память с кодом коррекции ошибок (ECC) и широкие
возможности сервисов удаленного доступа (RAS) на прочных аппаратных
средствах. Он может осуществлять регулирование и последовательное управление,
такое как ПИД - регулирование. Поддерживается пять языков программирования по
стандарту IEC 61131-3. Этот контроллер также может работать как виртуальная
машина Java, обеспечивая пересылку файлов с использованием FTP-протокола,
автономное уведомление о событиях по электронной почте, а также запуск
прикладных программ Web-сервера и апплетов, разработанных пользователем [9].
Контроллер FCN включает:
- базовый модуль;
- модуль электропитания;
- модуль ЦПУ;
- модуль повторения шины SB (удлинение шины SB, локальной шины для
контроллеров FCN, чтобы подсоединить удлинитель);
- модули устройств ввода/вывода.
Модуль ЦПУ построен на основе процессора Pentium MMX 166 MHz. Он не
требует принудительно вентиляции.
Основные характеристики модуля ЦПУ представлены в таблице 2.9
Таблица 2.9 - Основные характеристики модуля ЦПУ
Наименование
Значение
ЦПУ
Pentium MMX 166
Память
128 MB основная память с ECC;
512 KB статическая RAM c ECC;
Слот для системной карты (32/256MB)
Вентилятор
Не требуется
FCN имеет коммуникационные порты на модуле ЦПУ, а также
устанавливаемые дополнительно, коммуникационные карты в каркасе.
42
В случае резервирования модуля ЦПУ занимается еще два слота модулей
ввода/вывода.
В случае резервирования модуля SB I\F занимается еще один слот модулей
ввода/вывода.
Языки программирования в соответствии со стандартом IEC6113:
- Function Blocks (FB);
- Ladder Diagrams (LD);
- Sequence Functions Charts (SFC);
- Structured Text (ST);
- Instruction List (IL) [9].
2.4 Система Автоматического пожаротушения типа - ЯХОНТ - 4И
Прибор приемно-контрольный охранно-пожарный «Яхонт-4И» предназначен
для использования в системах пожарно-охранной сигнализации и автоматического
пожаротушения объектов, расположенных во взрывоопасных зонах [10].
Прибор
осуществляет непрерывный
контроль
состояния
четырех
искробезопасных шлейфов сигнализации, принимает сигналы от пожарных
извещателей и осуществляет их электропитание, выдает сигналы адресного
управления автоматическими средствами пожаротушения, а также сигналы на пульт
централизованного наблюдения, и на устройства оповещения.
Прибор обеспечивает:
- автоматическую передачу на ПЦН раздельных извещений о пожаре,
внимании, а также об охранной тревоге и неисправностях;
- местную световую и звуковую сигнализацию раздельных извещений о
норме, внимании, пожаре, охранной тревоге и неисправностях для каждого шлейфа;
- возможность посылки в ручной пожарный извещатель сигнала
квитирования;
43
- формирование стартового импульса запуска средств АСПТ (раздельно по
каждому направлению) без задержки или с задержкой (на 10, 40, 80, 120 с.) после
регистрации тревоги;
- для охранного типа шлейфа программирование параметров охраны: задержка
взятия (30, 60, 120с.), задержка тревоги (30, 60, 120с.), время интегрирования;
- для охранного типа шлейфа управление выносным световым индикатором
охраны;
- программирование и отображение параметров прибора на ПК через
интерфейс RS - 485.
Прибор оснащен интерфейсом RS - 485 для связи с автоматическими
системами управления технологическими процессами (АСУТП), развернутыми на
объекте. Обмен информацией осуществляется по протоколу MODBUS [10].
Технические данные и характеристики приведены в таблице 2.10
Таблица 2.10 - технические данные и характеристики
Наименование
Значение
Маркировка защиты от климатических
воздействий
IP 20
количество шлейфов
4 или 2
количество извещений
6
Напряжение питания, В
220
Температура эксплуатации , °С
от минус 10 до плюс 50
Максимальное выходное
напряжение , В
30,0
Максимальный выходной ток , мА
100
Масса прибора с аккумулятором, кг
3
Ток в каждом шлейфе сигнализации, мА
18
Схема подключения прибора Яхонт - 4И представлена на рисунке 2.10
44
Рисунок 2.10 - Cхема подключения прибора Яхонт - 4И
Особенности прибора:
- 4 (2) искробезопасных шлейфа сигнализации уровня ia;
- встроенный резервный источник питания с аккумулятором 12В/2,3Ач (4Ач);
- гальванически независимые выходы адресного управления АСПТ;
- программирование тактики формирования извещения о пожаре;
- переключение любого шлейфа в ОХРАННЫЙ тип с функцией ручной
постановки/снятия с охраны;
- управление внешними устройствами оповещения большой мощности;
- защита от несанкционированного доступа к органам управления и внутрь
корпуса [10].
45
3 Сравнительный анализ установки УЗТ - 6,0 - 600 с иными замерными
установками
Замерные установки предназначены для измерения дебита нефти и газа по
отдельным скважинам.
Общие метрологические и технические требования к измерениям количества
(массы, объема) и других параметров извлекаемых из недр сырой нефти и
свободного нефтяного газа на этапах добычи, сбора, транспортировки сырой нефти
и свободного нефтяного газа и подготовки товарной продукции на территории
Российской Федерации устанавливает стандарт ГОСТ Р 8.615-2005. К этим
требованиям относятся:
- измерение расхода жидкости;
- измерение расхода газа;
- пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой
нефти.
С целью нахождения замерной установки удовлетворяющей перечисленным
выше метрологическим и техническим требованиям, рассмотрим следующие
замерные установки:
- УЗТ - 6,0 - 600;
- УЗМ.Т;
- БИУС 40 - 50;
- СПУТНИК - М.
3.1 Установка измерительная мобильная УЗМ.Т
Установка измерительная мобильная УЗМ.Т предназначена для измерения в
автоматическом режиме расхода жидкости и газа, добываемых из нефтяных
скважин [11].
В принципе работы установки использованы следующие методы измерений:
46
- при измерении массового расхода жидкости метод гидростатического
взвешивания;
- при измерении объемного расхода газа, приведенного к стандартным
условиям:
а) объемный метод (PVT);
б) метод непосредственного измерения расхода газа при помощи счетчика газа
вихревого СВГ.М.
Установка УЗМ.Т состоит из двух блоков (технологического и блока контроля
и управления), которые объединены в единую конструкцию, типа закрытого кузова -
фургона, установленного на шасси автомобиля МАЗ, КАМАЗ повышенной
проходимости.
В блоке контроля и управления размещается аппаратура управления и рабочее
место
оператора.
Отопление
блоков
осуществляется
при
помощи
электрообогревателей [11].
Одним из достоинств замерной установки является возможность измерять как
низкодебитные, так и высокодебитные скважины.
Блок контроля и управления обеспечивает:
- электрическое питание КИП и А, установленных в технологическом блоке;
- управление и электрическое питание силового электрооборудования.
Контроллер БУИ блока контроля и управления производит:
- прием сигналов с датчиков избыточного и дифференциального давления,
температуры и трех датчиков уровня;
- обработку сигналов по заданному в программе алгоритму и вычисление
расхода по жидкости и газу контролируемой скважины;
- передачу информации о параметрах измеряемой среды и нештатной
ситуации на встроенный дисплей контроллера БУИ и на верхний уровень по
стандартному интерфейсу RS-485 (RS-232);
- сохранение в памяти информации о результатах измерений, полученных в
автоматическом режиме в течение последних трех месяцев.
47
Технологический блок обеспечивает:
- отделение свободного газа из смеси;
- измерение гидростатического давления жидкой фазы при помощи датчиков
дифференциального давления;
- измерение избыточного давления и температуры рабочей среды при помощи
датчиков;
- измерение температуры окружающего воздуха;
- визуальный контроль за наполнением сепарационной емкости.
Технические характеристики:
- питание установки от внешнего источника с напряжением 380/220В и
частотой (50 ± 1) Гц;
- максимальное рабочее давление технологической части установки
4,0 МПа;
- диапазон измерения расхода жидкости от 1 до 400 т/сут;
- диапазон измерения расхода газа, приведенного к стандартным условиям от
40 до 80000 м³/сут;
- температура рабочей среды от 5 до 75 °С;
- предел относительной погрешности установки при измерении:
а) массового расхода жидкости ± 1,5%;
б) объемного расхода газа, приведённого к стандартным условиям ± 5,0% [11].
3.2 Замерная установка БИУС 40 - 50
Установка БИУС 40-50 предназначена для определения количества жидкости
и контроля за технологическими режимами нефтяных скважин. Измерение
жидкости осуществляется счетчиком «ТОР». Данный метод измерения называется
объемным [12].
Назначение:
- измерения и выдача результатов измерений дебитов в единицах объема;
48
- измерение в диапазоне от 1 до 50 т в сутки по жидкости дебита нефтегазовых
скважин, отдаленных от основных объектов, а также скважин, работающих в
тестовом режиме;
- измерения прямым динамическим способом в периодическом режиме
количества (расхода) сырой нефти, включая пластовую воду, и попутного нефтяного
газа, добываемых из нефтегазовых скважин;
- обработки результатов измерений и передачи их в систему телемеханики
нефтепромысла;
- формирования и отработка сигналов «авария», «блокировка» и передачи
информации о них на верхний уровень АСУ ТП нефтепромысла;
- управления режимами измерения расходов продукции нефтегазовых скважин
по сигналам верхнего уровня АСУ ТП нефтепромысла, в случае конструктивно
возможного подключения более одной скважины.
Технические характеристи установки БИУС 40-50:
- диапазон измерений жидкости от 1 до 50 т/сут;
- диапазон измерений газа не более 3000 м³/сут;
- рабочее давление, не более 4,0 МПа;
- обводненность сырой нефти от 0 до 98%;
- потребляемая электрическая мощность, не более 7,0 кВт;
- погрешность измерения количества жидкости ± 2,5% [12].
3.3 Установка измерительная групповая «СПУТНИК-М»
Установка измерительная групповая «Спутник-М» предназначена для
измерения (путем поочередного подключения) в автоматическом режиме расхода
жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин [11].
Областью применения установки являются системы герметизированного
сбора нефти и попутного газа на нефтепромыслах. В установке рабочей средой
является смесь нефти, воды и газа.
49
В принципе работы установки использованы следующие методы измерений:
- при измерении массового расхода жидкости метод гидростатического
взвешивания;
- при измерении объемного расхода газа, приведенного к стандартным
условиям:
а) объемный метод (PVT);
б) метод непосредственного измерения расхода газа при помощи счетчика газа
вихревого СВГ.М.
Установка состоит из двух отапливаемых блоков блока технологического и
блока контроля и управления.
Технологический блок обеспечивает:
- поочередное подключение скважин для измерений по команде с блока
контроля и управления;
- отделение свободного газа из смеси и выполнение цикла измерения дебита
по жидкости и газу;
- выдачу информации с датчиков в блок контроля и управления;
- визуальный контроль за технологическими параметрами.
Блок контроля и управления обеспечивает:
- электрическое питание КИП и А, смонтированных в блоке технологическом;
- управление и электрическое питание силового электрооборудования
установки;
- прием сигналов с датчиков;
- обработку сигналов по заданному в программе алгоритму и вычисление
дебита по жидкости и газу любой из контролируемых скважин;
- передачу информации о параметрах измеряемой среды и нештатной
ситуации на верхний уровень по стандартному интерфейсу RS-485 (RS-232);
- сохранение информации о результатах измерений, полученных в
автоматическом режиме в течение последних трех месяцев;
- выдачу информации на встроенный дисплей контроллера БУИ.
50
Технические характеристики:
- количество подключаемых скважин от 8 до 14 штук;
- максимальное рабочее давление технологической части установки 4,0 МПа;
- диапазон измерения расхода жидкости от 1 до 400 т/сут;
- диапазон измерения расхода газа, приведенного к стандартным условиям, от
40 до 80000 м³/сут;
- температура рабочей среды от 5 до 75 °С;
- предел относительной погрешности установки при измерении:
а) массового расхода жидкости, ± 1,5%;
б) объемного расхода газа ± 5,0% [11].
3.4 Сравнительный анализ замерных установок
Все замерные установки предназначены для измерения в автоматическом
режиме расхода жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин.
Сравнительный анализ производится на основании национального стандарта
Российской Федерации ГОСТ Р 8.615 - 2005.
Технических
характеристики,
сравниваемых
замерных
установок,
представленных в таблице 3.1
Таблица 3.1 - Характеристики установок
Наименование
параметра
Название замерной установки
УЗТ - 6,0 -600
УЗМ.Т
БИУС 40 - 50
Спутник - М
Расход жид-
кости, м³/сут
600
800
50
400
Расхода
газа, м³/сут
47000
80000
3000
80000
Температура
окружающего
воздуха,
о
С
от минус 45
до плюс 40
от минус 40 до
плюс 40
от минус 45 до
плюс 40
от минус 50 до
плюс 40
51
Рабочее дав-
ление, МПа
6
4
4
4
Потребляемая
мощность, кВт
40
8
7
9,6
Погрешность
измерения
массового
расхода
жидкости, %
± 2,5
± 1,5
± 2,5
±1,5
В результате проведенного анализа можно сделать вывод, что наиболее
оптимальной замерной установкой является замерная установка УЗМ.Т, которая в
свою очередь удовлетворяет перечисленным метрологическим и техническим
требованиям. Большой диапазон измерения дебита скважины по жидкости и газу, а
также минимальная погрешность измерения массового расхода жидкости.
Выбор этой замерной установки для использования также обусловлен
следующими достоинствами:
- измерение низкодебитных, высокодебитных скважин;
- установка относится к восстанавливаемым, многоканальным и
многофункциональным изделиям;
Недостатком является невозможность самообеспечения энергоснабжением
процессов измерения.
52
4 Поверка информационных каналов замерной установки
Информация представляется и передается в форме последовательности
сигналов, символов. От источника к приёмнику сообщение передается через
некоторую материальную среду. Если в процессе передачи используются
технические средства связи, то их называют информационными каналами.
Схема передачи информации:
- источник информации;
- информационный канал;
- приемник информации.
Межповерочный интервал 1 год.
4.1 Операции и средства поверки
При проведении поверки выполняют следующие операции:
- внешний осмотр;
- определение метрологических характеристик;
- обработка результатов измерений;
При проведении поверки информационных каналов должны применяться
следующие средства поверки:
-
портативный калибратор - измеритель СА71 для имитации датчиков c
унифицированными шоковыми сигналами 4...20 мА и термосопротивлений;
- портативный
калибратор - измеритель СА71 для имитации термосо-
противлений;
- магазин сопротивлений: Р327 или МСР - 60М;
- персональный компьютер (ноутбук) c
программным
обеспечением
Field Mate;
- HART - модем.
53
Все средства поверки могут быть заменены aнaлогичными, обеспечивающими
требуемую точность, пределы измерений и соотношение погрешностей средства
поверки и поверяемых средств измерений не менее 1:3.
4.2 Проведение поверки
При проведении поверки информационных каналов разобьем их на группы в
соответствии c типами сигналов и методикой проведения поверки согласно
таблице 4.1.
Таблица 4.1 - список поверяемых информационных каналов
ТЭГ
Наименование параметра
Прибор
Группа 1: унифицированные токовые сигналы
РТ004 давление газа в сепараторе
датчик избыточного давления
РТ016 давление пластовой воды
датчик избыточного давления
РТ017 давление нефти
датчик избыточного давления
РТ018 давление газа
датчик избыточного давления
QT019 содержание воды в нефти
влагомер сырой нефти
Группа 2: сигналы от термосопротивлений
ТЕ010 температура нефтегазовой смеси
термосопротивление
ТЕ202 температура в технологическом
блоке
термосопротивление
ТЕ301 температура в операторном
блоке
термосопротивление
ТЕ401 температура в дизельном блоке
термосопротивление
Группа 3: сигналы от уровнемеров
LT003 уровень нефти в отсеке нефти
радарный уровнемер
LT002 уровень раздела сред нефть / вода
рефлекс - радарный уровнемер
LT005 уровень раздела сред нефть / вода
рефлекс - радарный уровнемер
54
Группа 4: сигналы от расходомеров
FT013,
ТЕ013
расход, температура и плотность в
измерительной линии воды
кориолисовый расходомер RotaMass
FT015,
TI015
расход и температур в
измерительной линии газа
вихревой расходомер DY
FT014,
TE014
расход, температура и плотность в
измерительной линии нефти
кориолисовый расходомер RotaMass
4.3 Определение метрологических характеристик
4.3.1 Определение относительной погрешности СОИ при измерениях
унифицированных токовых сигналов.
При проверке погрешности аналого - цифрового преобразования СОИ, на вход
которых поступают сигналы тока, в качестве эталона для задания входного сигнала
используется портативный калибратор - измеритель СА71, имеющий в диапазоне
задаваемого выходного сигнала абсолютную погрешность не более 1/5 абсолютной
погрешности поверяемого информационного канала.
Порядок определения относительной погрешности СОИ при измерениях
унифицированных токовых сигналов:
- производится подключение СОИ и средств поверки согласно схемы,
приведенной на рисунке 4.1;
- выводится на панель оператора СОИ текущее значение поверяемого
измерительного канала PIO004 «Давление газа в сепараторе» с помощью меню;
- подключается к информационному каналу измерения избыточного давления
(поз. РТ004) выход калибратора - измерителя к точкам A (РТ004+) и Б (РТ004-)
соблюдая полярность согласно схемы, как видно на рисунке 4.1;
- выполняется проверка погрешности информационного канала не менее, чем
в пяти точках, равномерно распределенных в пределах диапазона преобразования;
55
- имитируются последовательно значения токового сигнала: 4,0000; 8,000;
12,000; 16,000 и 20,000 мА (0; 25; 50; 75 и 100% соответственно), пользуясь
калибратором - измерителем СА71;
- считываются на экране панели оператора СОИ соответствующие показания
со строки, отображающие текущее значение токового сигнала канала датчика
избыточного давления , и вносятся в протокол проведения поверки;
- определяется относительная погрешность СОИ при измерениях токовых
сигналов, по формуле 4.1.
%,
100
Ч
I
ki
I
ki
-
I
li
=
δ
СУ
Iищ
(4.1)
где
I
li
- показание СОИ при i - том измерении, мА;
I
ki
- значение воспроизводимого тока калибратором - измерителем при i - том
измерении, мА.
СОИ допускается к применению, если ни одно из значений относительной
погрешности, определенной по формуле 4.1 не превышает ± 0,5%.
Рисунок 4.1 - Схема подключения СОИ и средств поверки для унифицированных
токовых сигналов
56
4.3.2 Определение относительной погрешности СОИ при измерениях сигналов
от термосопротивлений.
При проверке погрешности аналого - цифрового преобразования СОИ,
предназначенных для работы c преобразователями сопротивления, в качестве
эталона для задания входного сигнала используется портативный калибратор -
измеритель СА71 (магазин сопротивлений), имеющий в диапазоне задаваемого
выходного сигнала абсолютную погрешность не более 1/5 абсолютной погрешности
поверяемого информационного канала.
Порядок определения относительной погрешности СОИ при измерениях
сигналов от термосопротивлений:
- производится подключение СОИ и средств поверки согласно схемы,
приведенной на рисунке 4.2;
- выводится на панель оператора СОИ текущее значение поверяемого канала
TIA010 «Температура нефтегазовой смеси» с помощью меню;
- подключается выход калибратора - измерителя к информационному каналу
измерения температуры (поз. ТТ010) к точкам A (ТЕ010 - 1), Б (ТЕ010 - 2) и B
(ТЕ010 -3), как видно на рисунке 4.2;
- выполняется проверка погрешности информационного канала не менее, чем
в 5 - ти точках, равномерно распределенных в пределах диапазона преобразования;
- определяются для соответствующего типа термопреобрaзователя
сопротивления по таблицам ГОСТ 6651 - 94 значения сопротивлений в ОМ для
соответствующих температур;
- выбираются последовательно проверяемые точки 0; 25; 50; 75 и 100% от
шкалы, равномерно распределенные по диапазону величины (температуры);
- считываются на экране панели оператора СОИ соответствующие показания
со строки, отображающие текущее значение в °С, и вносятся в протокол проведения
поверки;
- определяется относительная погрешность СОИ при измерениях токовых
сигналов, по формуле 4.2.
57
%,
100
Ч
R
ki
R
ki
-
R
li
=
δ
СУ
RТСП
где R
li
- показание СОИ при i - том измерении;
R
ki
- значение воспроизводимого значения калибратором при i - том измерении.
Сои допускается к применению, если ни одно из значений относительной
погрешности, определенной по формуле 4.2 не превышает ± 0,5%.
Рисунок 4.2 - Схема подключения СОИ и средств поверки для сигналов от
термосопротивлении
(4.2)
58
4.3.3 Определение относительной погрешности СОИ при измерении сигналов
уровнемеров и расходомеров.
Для сигналов Группы 3 и 4 нормируются характеристики точности
алгоритмов (программного обеспечения) обработки результатов однократных
прямых измерений для получения конечных результатов измерений, реализуемых
вычислительными компонентами СОИ (c помощью преобразователей HART
сигналов в аналоговые унифицированные сигналы 4...20 мА HIM Smart HART
Loop).
Порядок определения относительной погрешности СОИ при измерении
сигналов уровнемеров и расходомеров:
- определяется относительная погрешность СОИ при получении сигналов
Группы 3 и 4 в режиме воспроизведения сигналов от уровнемеров и расходомеров
согласно Таблицы 2, при котором алгоритм преобразования информации по HАRТ -
протоколу определяется преобразованием имитируемого сигнала от программы
Field Mate установленной на персональный компьютер (ноутбук) через
преобразователь HIM Smart НАRT Loop в цифровой сигнал, отображаемый на
панели оператора СОИ;
- используется персональный компьютер при проверке погрешности
преобразования СОИ, на вход которых поступают из программы Field Маtе, в
качестве задатчика;
- производится подключение СОИ и средств поверки согласно схемы,
приведенной на рисунке 4.3 и 4.4 (соответственно для уровнемеров расходомеров);
- выводится на панель оператора СОИ текущее значение поверяемого
измерительного канала LIC002 «Уровень раздела сред нефть/вода» с помощью
меню;
- подключается выход калибратора - измерителя, как видно на рисунке 4.3
(для расходомеров схемы приведенной на рисунке 4.4);
59
Рисунок 4.3 - Схема подключения СОИ и средств поверки для сигналов от
уровнемеров
Рисунок 4.4 - схема подключения СОИ и средств поверки для сигналов от
расходомеров
60
- выполняется проверка погрешности информационного канала не менее, чем
в 5-ти точках, равномерно распределенных в пределах диапазона преобразования;
- имитируются последовательно значения сигналов: 0; 25; 50; 75 и 100%,
пользуясь программным пакет Field Mate установленным на персональный
компьютер;
- считываются на экране панели оператора СОИ соответствующие показания
со строки, отображающие текущее значение имитируемого сигнала поверяемого
канала (I), и вносятся в протокол проведения поверки;
- определяется относительная погрешность СОИ при измерениях сигналов от
уровнемеров и расходомеров, по формуле 4.3.
%,
100
Ч
I
ki
I
ki
-
I
li
=
δ
СУ
I
где I
li
- показание СОИ при i - том измерении;
I
ki
- значение имитируемого при i - том измерении.
СОИ допускается к применению, если ни одно из значений относительной
погрешности, определенной по формуле 4.3 не превышает ± 0,5% [12].
(4.3)
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной выпускной квалификационной работе рассмотрена многофазная
замерная установка расхода УЗТ - 6,0 - 600, изготовителем которой является ООО
«Уфанефтегазмаш». Основной задачей замерной установки является автоматическое
измерение дебита скважины по нефти, газу и воде.
В результате анализа существующих средств автоматизации установок
выявлено, что данные средства обеспечивают требуемую точность измерения и
достоверность определения дебита скважины по нефти и газу.
В данной бакалаврской работе произведён анализ и сравнение
автоматизированных замерных установок, в результате которого выявлено, что
замерная установка УЗМ.Т обладает рядом преимуществ:
- минимальная погрешность измерения массового расхода жидкости;
- большим диапазоном измерения дебита скважины по жидкости и газу.
Приведена методика поверки информационных каналов замерной установки,
которая позволяет выявить погрешность в системе обработки информации.
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1 ООО НПО УФАНЕФТЕГАЗМАШ:
[Электронный ресурс]. - URL
http://www.ungm.ru/, свободный.
2 ГОСТ Р 8.615-2005. Измерение количества извлекаемой из недр нефти и
нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования. Введ. -
01.03.2006. - М.: Госстандарт, 2007. - 20 с. - (Гос. стандарты РФ).
3 ООО TMC: [Электронный ресурс]. - URL http://www.tmc.ru/, свободный.
4 VEGA: [Электронный ресурс]. - URL http://www.vega.com/, свободный.
5
ООО
ЙОКОГАВА
СНГ
ЭЛЕКТРИК:
[Электронный
ресурс].
-
URL http://www.forus.spb.ru/, свободный.
6 ЗАО Промприбор: [Электронный ресурс]. – URL http://pp66.ru/, свободный.
7 Сигнализатора СТМ-10: [Электронный ресурс]. - URL http://www.kipkomplekt.ru/,
свободный.
8 СпецТехноРесурс: [Электронный ресурс]. - URL http://td-str.ru/, свободный.
9 Проектирование и внедрение АСУ ТП: [Электронный ресурс]. - URL
http://www.forus.spb.ru/, свободный.
10 ТехникСервис СБ: [Электронный ресурс]. - URL http://www.tehniksb.ru/,
свободный.
11 ОАО ИПФ СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА: [Электронный ресурс]. - URL
http://sibna.ru/, свободный.
12 RECO [Электронный ресурс]. - URL http://tdreco.ru/, свободный.
63
ПРИЛОЖЕНИЕ А
(обязательное)
Перечень демонстрационных листов
1
Титульный лист
2
Цель и задачи
3
Технологическая схема замерной установки УЗТ - 6,0 - 600
4
Уровнемер VEGAFLEX 67
5
Датчик избыточного давления YOKOGAWA EJX530A
6
Влагомер сырой нефти BOECH
7
Кориолисовый расходомер ROTAMASS RCCS38
8
Сравнительный анализ замерных установок
9
Алгоритм поверки информационных каналов
10
Схема подключения СОИ и средств поверки для унифицированных
токовых сигналов
11
Выводы
Информация о работе Поверка информационных каналов замерной установки