Модернизация системы автоматизации измерения количества и показателей качества нефти нефтегазодобывающего управления "Туймазынефть" - Производство и технологии дипломная работа

Главная

Производство и технологии
Модернизация системы автоматизации измерения количества и показателей качества нефти нефтегазодобывающего управления "Туймазынефть"

Анализ газоизмерительной системы блока измерения качества нефти и ее основных функций. Средства автоматизации, устанавливаемые на БИК. Увеличение надежности системы контроля загазованности за счет внедрения оптического газоанализатора и ее расчет.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
СИКН, БЛОК ИЗМЕРЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ, ОПТИЧЕСКИЙ ГАЗОАНАЛИЗАТОР, СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ЗАГАЗОВАННОСТИ, НАДЕЖНОСТЬ
Объектом исследования является система измерения количества и показателей качества нефти нефтегазодобывающего управления «Туймазынефть».
В процессе исследования был проведен анализ газоизмерительной системы блока измерения качества нефти и приведен расчет надежности системы контроля загазованности.
Цель работы - модернизация системы автоматизации блока измерения показателей качества нефти, а также увеличение его надежности за счет внедрения оптического газоанализатора.
В результате исследования по показателям надёжности был выбран оптический газоанализатор СГОЭС-М компании «Электронстандарт-прибор».
Опытно-конструкторские и технико-экономические показатели подтверждают надежность, быстродействие, ресурсоемкость блока измерения качества нефти и свидетельствуют о снижении вероятности возникновения аварийной ситуации на технологическом объекте.
Степень внедрения - на основании полученных результатов рекомендована замена термохимического сигнализатора на оптический газоанализатор в БИК НГДУ «Туймазынефть».
Экономическая эффективность от внедрения оптического газоанализатора СГОЭС-М составит 397,07 тыс. руб.
Определения, обозначения и сокращения
1. Система измерения количества и показателей качества НГДУ «Туймазынефть»
1.2 Основные метрологические показатели функционирования СИКН
1.7 Узел подключения передвижной ТПУ
2.4 Анализ результатов патентного поиска
3. Автоматизация системы измерения количества и показателей качества нефти
3.1 Структура системы автоматизации
3.2 Объем автоматизации системы измерения количества и показателей качества нефти
3.4 Описание средств автоматизации, используемых в БИК
4. Повышение надежности СИКН НГДУ «Туймазынефть»
4.2 Основные преимущества и недостатки термохимического и оптического газоанализаторов
4.3 Оптический газоанализатор СГОЭС-М
4.4 Расчёт показателей надёжности термохимического и оптического газоанализаторов
4.5 Расчет показателей надежности для системы контроля загазованности в БИК
5. Охрана труда и техника безопасности
5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей в системе измерения количества и показателей качества НГДУ «Туймазынефть»
5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда
5.3 Расчет освещенности операторной
6. Оценка экономической эффективности внедрения оптического газоанализатора
6.1 Сущность и методика расчета экономической эффективности инвестиций
6.2 Характеристика объекта внедрения
6.3 Расчёт экономической эффективности проекта
Определения, обозначения и сокращения
НГДУ - нефтегазодобывающее управление;
СИКН - система измерения количества и показателей качества нефти;
БИК - блок измерения показателей качества нефти;
ТПУ - трубопоршневая поверочная установка;
КМХ - контроль метрологических характеристик;
ПУЭ - правила устройства электроустановок;
ТПР - турбинные преобразователи расхода;
ИФС - индикатор фазового состояния;
СОИ - система обработки информации;
УОСГ - устройство для определения свободного газа;
АРМ - автоматизированное рабочее место;
МПК - международная патентная классификация;
ШИВК - шкаф измерительно-вычислительного комплекса;
ШАЗС - шкаф аварийной защиты и сигнализации;
ПЛК - программируемый логический контроллер;
НКПРП - нижний концентрационный предел распространения пламени;
АСУТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;
ППКОП - прибор приёмно-контрольный охранно-пожарный;
ИБП - источник бесперебойного питания;
АЦП - аналогово-цифровой преобразователь;
ПДК - предельно-допустимые концентрации;
КИП и А - контрольно-измерительные приборы и автоматика;
ЧДД - чистый дисконтированный доход;
ПФ - потребность в дополнительном финансировании;
Система измерений количества и показателей качества нефти - совокупность функционально объединенных измерительных преобразователей, измерительных показывающих приборов, системы обработки информации, технологического оборудования, предназначенные для проведения учетно-расчетных операций при транспортировке нефти. Показатели качества нефти определяются в блок-боксе БИК, как и любое технологическое помещение оно должно быть оснащено системой контроля загазованности, для исключения возникновения аварийных ситуаций на всём объекте.
Система контроля загазованности обладает наивысшим приоритетом по влиянию на промышленную безопасность, поэтому она должна быть достаточно надёжной. На данный момент при проектировании новых или реконструкции устаревших систем автоматизации используются современные оптические газоанализаторы, вместо старых термохимических.
Цель данного дипломного проекта - усовершенствование системы автоматизации СИКН НГДУ «Туймазынефть» и увеличение надежности технологического объекта.
Задачами дипломного проекта являются:
- изучение технологии измерения количества и показателей качества нефти и средств автоматизации, применяемых на СИКН;
- повышение качества определения довзрывноопасных концентраций углеводородов на территории блок-бокса БИК при помощи газоанализатора оптического типа;
- повышение надежности рассматриваемого технологического объекта.
При работе над проектом были использованы материалы МОАО «Нефтеавтоматика» (пояснительная записка «Система измерений количества и показателей качества нефти НГДУ «Туймазынефть»).
1. Система измерения количества и показателей качества НГДУ «Туймазынефть»
Система измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) предназначена для определения количества и показателей качества нефти в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 «НЕФТЬ. Общие технические условия», перекачиваемой по трубопроводам при взаиморасчётах между поставщиком и потребителем нефти.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения качества нефти (БИК), стационарной трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), узла подключения передвижной ТПУ и узла регулирования давления (УРД).
На рисунке 1.1 представлена упрощённая технологическая схема СИКН.
Рисунок 1.1 - Упрощённая технологическая схема СИКН
Конструкция СИКН предусматривает шаровые краны и трубопроводы для дренирования жидкости с входного и выходного коллекторов, рабочих, резервных и контрольной измерительных линий и БИК. Дренаж нефти производится в проектируемые дренажные емкости учтённой и неучтённой нефти с возможностью измерения уровня.
Таблица 1 Основные технические характеристики СИКН № 357
Суммарные потери давления на СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа:
Режим управления запорной арматурой
380 В, трёхфазное, 50 Гц (220±22) В, однофазное, 50 Гц
Класс взрывоопасной зоны по ПУЭ/ГОСТ Р 51330.9-99:
Категория по взрывопожарной и пожарной опасности по СП 12.13130.2009:
Категория взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330.11-99: - нефть
Категория взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330.5-99: - нефть
1.2 Основные метрологические показатели функционирования СИКН
В СИКН используются средства измерения (СИ), типы которых утверждены, или прошли метрологическую аттестацию и допущены к применению в установленном порядке.
Пределы допускаемой относительной погрешности во всём диапазоне измерений массы нефти для СИКН (согласно ГОСТ Р 8.595 - 2004) соответствуют следующим значениям:
- для массы брутто нефти, %, не более 0,25;
- для массы нетто нефти, %, не более 0,35;
Все СИ, входящие в состав СИКН проходят поверку в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.
Для обеспечения этих значений погрешности СИ, входящие в состав СИКН, должны иметь следующие характеристики:
- предел относительной погрешности преобразователей объемного расхода в рабочем диапазоне расходов и вязкости должен быть не более 0,15%;
- предел допускаемой основной абсолютной погрешности датчика плотности должен быть не более 0,3 кг/м3;
- предел допускаемой абсолютной погрешности влагомера должен быть не более 0,1% объёмной доли воды;
- предел допускаемой относительной погрешности вискозиметра должен быть не более 1,0%;
- предел допускаемой абсолютной погрешности измерителей температуры должен быть не более 0,2 0С;
- предел допускаемой относительной погрешности преобразователей давления должен быть не более 0,5%.
Все СИ, входящие в состав СИКН, проходят периодическую поверку не реже 1-го раза в год в соответствии с методиками поверки.
Турбинные преобразователи расхода (ТПР) поверяются по ТПУ на месте эксплуатации не реже 1 раза в год в соответствии с методикой.
В качестве стационарной ТПУ используется ТПУ 2-го разряда.
Стационарная ТПУ поверяется 1 раз в 2 года по передвижной ТПУ 1-го разряда.
Нефть через задвижку ЗД5 поступает во входной коллектор блока измерительных линий. Из входного коллектора блока измерительных линий нефть через шаровые краны КШ35, КШ36 или КШ34 поступает в измерительные линии (2 рабочие или 1 рабочую и 1 резервную) и далее пройдя фильтры Ф3, Ф4 или Ф2, струевыпрямительные секции С3, С4 или С2, турбинные преобразователи расхода СЧ3, СЧ4 или СЧ2, регуляторы расхода РР3, РР4 или РР2 и краны шаровые КШ44, КШ45 или КШ43 поступает в выходной коллектор блока измерительных линий. При этом краны шаровые КШ33, КШ39, КШ40 и КШ41 закрыты и проверены на герметичность.
На выходном коллекторе блока измерительных линий установлено пробозаборное устройство (УП) щелевого типа. Через УП, кран шаровой КШ28 и электронасос нефть подаётся в блок контроля качества нефти. Выход нефти из БИК осуществляется через кран шаровой КШ29. На выходном коллекторе также установлены индикаторы фазового состояния (ИФС) и узел регулирования давления, состоящий из регулятора давления РД, задвижек ЗД7, ЗД8 и задвижки ЗД6 на бейпасной линии.
Переход на резервную измерительную линию осуществляется:
- при увеличении погрешности турбинного преобразователя расхода выше допустимой;
- при нарушении работы запорной арматуры рабочей измерительной линии;
- при неустраняемых утечках нефти в местах соединений измерительных линий;
- при нарушении кабельной линии между рабочим ТПР и вторичной аппаратурой;
- засорении фильтра (порыв сетки фильтра, превышении предельно допустимого перепада давления на фильтре).
Поверка ТПР и контроль метрологических характеристик ТПР по стационарной ТПУ производится следующим образом: нефть, пройдя одну из измерительных линий, через открытый кран шаровой КШ41 или КШ40 или КШ39 или КШ37 (при закрытом КШ38, КШ45 или КШ44 или КШ43 или КШ42) и через задвижку ЗД4 (при закрытом КШ50) поступает в стационарную ТПУ, из которой через задвижку ЗД3 и кран шаровой КШ46 (при закрытых ЗД1 и ЗД2) поступает в выходной коллектор.
Поверка турбинных преобразователей расхода по передвижной ТПУ производится следующим образом: нефть, пройдя одну из измерительных линий, через открытый кран шаровой КШ41 или КШ40 или КШ39 или КШ37 (при закрытом КШ38, КШ45 или КШ44 или КШ43 или КШ42) и через кран шаровой КШ50(при закрытыхЗД3 и ЗД4) и задвижку ЗД2 поступает в передвижную ТПУ, из которой через задвижку ЗД1(при закрытом КШ46) поступает в выходной коллектор.
Контроль метрологических характеристик рабочих и резервного ТПР по контрольному ТПР производится следующим образом: нефть, пройдя одну из измерительных линий, через открытый кран шаровой КШ41 или КШ40 или КШ39 или КШ38 (при закрытом КШ33, КШ37, КШ47, КШ45 или КШ44 или КШ43) поступает на контрольную линию, пройдя струевыпрямительную секцию С1, турбинный преобразователь расхода СЧ1 и кран шаровой КШ42 нефть поступает в выходной коллектор.
Конструктивно БИЛ состоит из двух блоков БИЛ1 и БИЛ2. В состав БИЛ1 входят две рабочие линии, в состав БИЛ2 сходят одна резервная измерительная линия и одна контрольная линия, которая может быть использована в качестве резервной. Контрольная измерительная линия используется для контроля метрологических характеристик преобразователей расхода на рабочих измерительных линиях. Контрольную измерительную линию можно использовать также в качестве резервной линии при отказе рабочих измерительных линии.
Каждая измерительная линия БИЛ оснащена двухкомпонентным шаровым краном-регулятором (PP1, РР2, РР3, PP4) с электроприводом AUMA SGRM Ex для регулирования расхода нефти, а также запорными устройствами - шаровыми фланцевыми кранами с электроприводом AUMA SGM Ex, позволяющими при необходимости отсекать каждую ИЛ, переключать рабочие ИЛ и резервную ИЛ на контрольную для сличения показаний и переключать рабочие, резервную и контрольную ИЛ для поверки по стационарной или передвижной ТПУ.
Привод AUMA имеет конечные и моментные выключатели в обоих направлениях, механический индикатор положения, дублирующий ручной редуктор, термовыключатели в обмотках мотора. Время срабатывания привода - 59 сек.
Регулятор расхода на каждой измерительной линии необходим для равномерного распределения потока нефти по одновременно работающим измерительным линиям.
Измерительные линии комплектуются шаровыми кранами для слива нефти в систему дренажа.
В пределах БИЛ дренаж учтенной и неучтенной нефти осуществляется в раздельные коллекторы, на каждом из которых в целях исключения возможности неконтролируемых утечек нефти через систему дренажа предусмотрен сигнализатор уровня, выдающий в СОИ сигнал о появлении нефти в коллекторе дренажа.
БИК расположен в утепленном блок-боксе размерами 8500x2800x3000 (мм), предназначен для формирования и выдачи информации по плотности, вязкости, влажности, давлению и температуре перекачиваемой нефти, а также ручного и автоматического отбора пробы по ГОСТ 2517 - 85.
Входной нефтепровод БИК подсоединяется к щелевому пробозаборному устройству находящемуся на выходном коллекторе СИКН.
Нефть через пробозаборное устройство поступает на прием электронасоса, далее через автоматический пробоотборник, ручной пробоотборник, термостакан, плотномер, влагомер, вискозиметр, шаровой кран-регулятор расхода и турбинный расходомер нефть поступает в выходной коллектор СИКН.
БИК размещается в отапливаемом боксе, оснащенном системами:
- контроля температуры в помещении;
- контроля и сигнализации о загазованности;
- контроля и сигнализации о пожаре;
- сигнализации открытия двери блок-бокса.
В технологической линии БИК установлены: поточные преобразователи плотности, вязкости, содержания воды (влагомеры) и автоматические пробоотборники, а также преобразователи температуры и давления, термометры и манометры.
Предусмотрены краны для подключения пикнометрической установки и УОСГ.
Для прокачки нефти через БИК, после пробозаборного устройства установлены электронасосы HI и Н2 марки HPGS 1x1x6 С-АЗ-49.
Для промывки приборов и технологических трубопроводов от загрязнения в проекте предусматривается использование выше указанных насосов прокачки в качестве промывочных.
Промывку плотномера производиться через входной вентиль, предназначенный для подключения УОСГ, со сбросом промывочной жидкости в общую дренажную систему БИК.
Для контроля протока нефти через БИК на выходе установлен счетчик нефти турбинный МИГ-40-4,0.
Технические характеристики шарового крана-регулятора расхода компании IВС PRANA Ltd по ТУ № ТР 422 IВС-14/1997:
- фланцевое присоединение к трубопроводу;
- способ управления - электропривод;
- двухкомпонентная компоновка корпуса;
Для измерения плотности перекачиваемой нефти установлены: термостат для измерения плотности ареометром и поточные плотномеры фирмы «Solartron».
Для отбора по заданной программе пробы нефти, транспортируемой по трубопроводу, в БИК установлен пробоотборник серии «С» фирмы «Clif Mock».
Для проведения профилактических работ и ремонта приборов БИК предусмотрены байпасные линии.
Трубопроводная обвязка в низких и высоких точках имеет клапаны для сброса нефтепродукта в дренажную систему и стравливания воздуха при заполнении трубопроводов.
В качестве запорной арматуры в БИК использованы шаровые краны Ду 15, 25, 50 Ру 4,0 МПа.
В БИК предусмотрены два штуцера с полнопроходными шаровыми кранами для подключения циклометрической установки. Пикнометрическая установка подключается последовательно к каждому поточному плотномеру и предназначена для его поверки.
Температура внутри блока в холодное время года должна быть не ниже +5 °С.
В местах прохождения через стены блок-бокса технологические трубопроводы должны быть заключены в стальные гильзы из труб. Зазор между трубопроводом и гильзой с обоих концов должен быть заполнен несгораемым материалом, допускающим перемещение трубопровода вдоль его продольной оси.
В помещении блок-бокса предусмотрена механическая вытяжная вентиляция, рассчитанная на удаление восьмикратного объема воздуха, из нижней и верхней зон, по полному объему помещения. На дверях выше указанных блоков предусмотрена установка жалюзийных решеток для естественной вентиляции помещения. Воздухозаборное устройство оборудовано заслонкой с ручным управлением для регулирования проходного сечения его во избежание охлаждения помещения в зимнее время и преждевременного выхода из строя обогревателя.
Для поверки, контроля метрологических характеристик преобразователей расхода используется стационарная ТПУ фирмы «Smith Meter Inc.» со следующими техническими характеристиками:
- объем калиброванной части между детекторами, 0,95 м3;
- типоразмер измерительной секции по NPS, 12 дюймов;
- диаметр камеры запуска поршня по NPS, 16 дюймов;
- типоразмер четырехходового крана класс 300 по ANSI, 6 дюймов;
- количество детекторов поршня, 4 шт;
- расстояние между детекторами поршня, 13 м.
Для измерения давления и температуры нефти на входе и выходе ТПУ расположены:
В качестве запорной арматуры в узле подключения стационарной ТПУ применены задвижки Ду 100 Ру 4,0 МПа и шаровой кран Ду 100 Ру 4,0 МПа с контролем протечек.
1.7 Узел подключения передвижной ТПУ
Узел подключения предназначен для подключения передвижной ТПУ с целью поверки стационарной ТПУ или преобразователей расхода. Конструктивно узел подключения передвижной ТПУ состоит из трубопроводной обвязки и запорной арматуры. В качестве запорной арматуры применены задвижки Ду 100 Ру 4,0 МПа и шаровой кран Ду 100 Ру 4,0 МПа с контролем протечек.
Для измерения давления и температуры нефти на входе и выходе передвижной ТПУ расположены:
Узел регулирования давления предназначен для регулирования давления на СИКН и установлен на выходном коллекторе СИКН. Конструктивно узел регулирования давления состоит:
- из регулятора давления с электроприводами;
- запорной арматуры для дренажа и стравливания воздуха;
В качестве регулятора давления используется двухкомпонентный шаровой кран-регулятор (РД) с электроприводом AUMA SGRM Ех Ду 100 Ру 4,0 МПа. В качестве запорной арматуры применены задвижки Ду 150 Ру 4,0 МПа.
В качестве дренажных емкостей для дренажа учтенной и неучтенной нефти в проекте заложены подземные емкости ЕП12,5-2000-1-2 по СТП 0352-164-95 со следующими техническими характеристиками:
- емкость оборудована электронасосным агрегатом НВ 50/50:
производительность насоса, 50 м3/ч;
Для измерения давления на нагнетательной линии насосов и уровня в дренажных емкостях установлены:
- манометр для точных измерений МТИ;
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти и вычисление массы нетто нефти;
- автоматизированное измерение технологических параметров;
- автоматизированное измерение качественных показателей нефти;
- отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517-85;
- отображение (индикацию) и регистрацию результатов измерений;
- поверку рабочих и эталонных СИ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- контроль метрологических характеристик СИ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- передачу данных на верхний уровень;
1) давления нефти в ИЛ БИЛ, во входном и выходном коллекторах БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ, на фильтрах;
2) температуры в ИЛ БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ;
- автоматизированное и ручное (с АРМ оператора и по месту) управление электроприводной арматурой СИКН;
- автоматизированный контроль метрологических характеристик рабочих ТПР по контрольному ТПР на месте эксплуатации без нарушения режима работы нефтепровода;
автоматизированная поверка и контроль метрологических характеристик рабочих ТПР и контрольного ТПР по стационарной ТПУ на месте эксплуатации без нарушения режима работы нефтепровода;
- автоматизированное выполнение поверки стационарной ТПУ по передвижной ТПУ;
- автоматический отбор объединенной пробы в сменные контейнеры и ручной отбор точечной пробы;
- автоматизированное и ручное регулирование расхода в режиме КМХ рабочих ТПР по контрольному ТПР;
- автоматизированное и ручное регулирование расхода в режиме поверки и КМХ рабочих ТПР и контрольного ТПР по стационарной ТПУ;
- автоматизированное и ручное управление регуляторами давления в УРД с целью обеспечения заданного давления на выходе СИКН (перед УРД);
- автоматическое регулирование расхода нефти через БИК для обеспечения определенного соотношения расходов потока в трубопроводе в месте отбора и в трубопроводе БИК;
- местный и дистанционный контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результаты измерения и поверок;
- фильтрацию нефти от механических примесей на фильтрах;
- промывку технологических трубопроводов и приборов качества в БИК;
- демонтаж первичных измерительных преобразователей и технологического оборудования без нарушения процесса измерения;
- дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха.
Автоматическое измерение в реальном масштабе времени:
- суммарного массового расхода через БИЛ и по каждой измерительной линии;
- плотности нефти при рабочих температуре и давлении;
- вязкости нефти при рабочих температуре и давлении;
- текущих значений давления в ИЛ БИЛ, во входном и выходном коллекторах БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ, на входе и выходе УРД;
- текущих значений температуры в ИЛ БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ;
- перепада давления на фильтрах и БИК;
- перепада давления на насосах БИК.
В дипломном проекте рассматривается вопрос повышения надежности работы системы контроля загазованности в БИК системы измерения количества и показателей качества нефти при нефтегазодобывающем управлении «Туймазынефть».
Система контроля загазованности блока измерения качества нефти должна обеспечивать высокую надёжность защиты от аварийных ситуаций. Повысить надёжность рассматриваемой системы возможно с помощью замены устаревших и малонадёжных элементов. Для этого можно заменить существующий устаревший термохимический датчик и загазованности СТМ-30 на наиболее современный оптический газоанализатор СГОЭС-М. Принцип его работы основан на изменении поглощения инфракрасного излучения после прохождения его через среду с газом. Поэтому при проведении патентного поиска особое внимание было уделено анализу средств измерения оптического типа, для обнаружения довзрывоопасных концентраций паров нефти и нефтепродуктов.
Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. Поиск по пяти ведущим зарубежным странам не проводился в связи с отсутствием материалов в фондах УГНТУ.
Глубина поиска 5 лет (2007 - 2011 гг). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации (МПК):
- G 01 N 21/61 «Исследование или анализ материалов с помощью оптических средств, т.е. с использованием инфракрасных, видимых или ультрафиолетовых лучей»;
- G 01 J 3/00 «Исследование или анализ материалов с помощью спектрометрии».
При этом были использованы следующие источники патентной информации:
- полные описания к патентам Российской федерации;
- документы справочно-поискового аппарата;
- официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения»;
- официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели».
Результаты просмотра источников патентной документации
№ 2292039 «Инфракрасный абсорбционный газоанализатор»
№ 2421709 «Оптический абсорбционный газоанализатор»
№ 2417354 «Излучатель инфракрасный»
2.4 Анализ результатов патентного поиска
Рассмотрим более подробно найденные из источников патентной документации аналоги оптического газоанализатора СГОЭС-М.
Инфракрасный абсорбционный газоанализатор (№ 2292039) относится к измерительной технике, а именно к устройствам для определения концентрации газов, может быть использовано для определения концентрации горючих и токсичных газов, образующихся при сжигании органического топлива. Включает в себя источник инфракрасного излучения со сферическим зеркальным отражателем, рабочую и опорную камеры, обтюратор с приводом, оптический фильтр, приемник инфракрасного излучения с фокусирующим устройством и блок управления с мини-ЭВМ.
Рабочая камера газоанализатора, выполненная в виде полого усеченного конуса с внутренним сферическим зеркальным отражателем на большем основании, установлена непосредственно внутри опорной камеры вдоль одной оптической оси со сферическим зеркальным отражателем источника инфракрасного излучения, в то время как приемник инфракрасного излучения с фокусирующим устройством и дополнительный сферический зеркальный отражатель установлены вдоль другой оптической оси, пересекающейся с вышеуказанной оптической осью, в точке пересечения которых установлен делитель инфракрасного излучения, позволяющий одну часть потока инфракрасного излучения направлять на дополнительный сферический отражатель, а другую его часть на сферический зеркальный отражатель рабочей камеры газоанализатора, при этом обтюратор газоанализатора, выполненный в виде вращающегося непрозрачного диска с окном, установлен со стороны, противоположной от источника и приемника инфракрасного излучения перед делителем инфракрасного излучения, периодически пропуская инфракрасное излучение от сферического зеркального отражателя рабочей камеры, прерывая при этом инфракрасное излучение от дополнительного сферического зеркального отражателя, и наоборот, периодически прерывая инфракрасное излучение от сферического зеркального отражателя рабочей камеры, пропуская при этом инфракрасное излучение от дополнительного сферического зеркального отражателя, а оптический фильтр газоанализатора, выполненный в виде вращающегося барабана с набором интерференционных светофильтров и приводом от шагового двигателя, установлен между делителем инфракрасного излучения и фокусирующим устройством приемника инфракрасного излучения.
Оптический абсорбционный газоанализатор (№ 2421709) относится к области измерительной техники и может быть использовано для количественного определения концентрации отдельных компонентов в многокомпонентных газовых смесях. Содержит источник лазерного излучения с устройством разделения лучистого потока на два одинаковых пучка, камеру для анализируемой смеси и приемник рабочего канала, последовательно расположенные на пути прохождения одного пучка; камеру с «нулевым» газом и приемник сравнительного канала, расположенные на пути другого пучка. Оба приемника, расположенные на пути двух раздельных лучей, выполнены в виде идентичных металлических пластин, изготовленных из сплава, претерпевающего мартенситное превращение в заданном интервале температур измерения, размещенных на диэлектрических подложках с малым коэффициентом теплопроводности и соединенных с соответствующими входами устройства измерения электросопротивления, сопряженного с блоком управления, приема и обработки данных.
Излучатель инфракрасный (№ 2417354) предназначен для инфракрасных газоанализаторов, работающих в длинноволновом участке спектра, относится к источникам инфракрасного излучения, применяемым в оптических инфракрасных абсорбционных газоанализаторах. Инфракрасный излучатель, содержащий излучающее нагретое тело, корпус с выходным окном, через которое выходит инфракрасное излучение. С целью повышения эффективности и селективности инфракрасного излучателя в длинноволновой области спектра, излучающее тело выполнено в виде тонкого диска, расположенного по оси оптического канала и выполненного из монокристаллического сапфира с нагревателем, расположенным по периферии диска таким образом, чтобы поток инфракрасного излучения от нагревателя не попадал в выходное окно, при этом поток излучения с обратной стороны диска поглощается задней стенкой корпуса.
Все найденные изобретения различаются конструктивными особенностями, но основной принцип работы у всех одинаковый. Во всех изобретениях наличие газа определяется степенью поглощения инфракрасного излучения. Отсюда следует, что в качестве измерения взрывоопасных газов и паров нефти в помещении можно использовать оптический газоанализатор, принцип действия которого основан на инфракрасном излучении.
3. Автоматизация системы измерения количества и показателей качества нефти
3.1 Структура системы автоматизации
Система автоматики предназначена для контроля, защиты (предупредительная и аварийная сигнализация, изменение режимов работы, отключение) и управления технологическим оборудованием СИКН.
Средства контроля и автоматизации, устанавливаемые на СИКН, обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение и регистрацию параметров (температуры, давления, расхода, плотности, вязкости и влагосодержания);
- визуальный контроль температуры и давления нефти по месту измерения;
- автоматический контроль загазованности в помещении БИК с управлением вентиляторами;
- автоматический контроль загазованности наружных площадок СИКН;
- автоматический отбор представительных проб нефти;
- пожарную сигнализацию в помещении БИК;
1. расхода по каждой измерительной линии;
2. расхода на линии измерения качества в БИК;
- контроль уровня в дренажных емкостях.
Структурная схема автоматизации (рисунок 3.1) строится по иерархическому принципу и состоит:
Нижний уровень представляет собой датчики, исполнительные механизмы, аппаратура местного управления и сигнализации. Средний и верхний уровень вместе являютс
Модернизация системы автоматизации измерения количества и показателей качества нефти нефтегазодобывающего управления "Туймазынефть" дипломная работа. Производство и технологии.
Реферат по теме Гетеротрофные организмы. Окисление органических веществ (дыхание) для энергетического обеспечения жизнедеятельности
Реферат На Тему Социальная Статистика В Системе Общественных Наук
Овощерезательная машина
Отчет по практике по теме Деятельность специалистов по социальной работе с подростками девиантного поведения в Рузском муниципальном районе Московской области
Контрольная Работа По Литературе 2 Четверть
Практическая Работа 6 Решение Экспериментальных
Как Оформляется Презентация К Курсовой Работе
Реферат: Методические рекомендации по летней производственной практике по педиатрии и детской хирургии для студентов 5 курса педиатрического факультета
Реферат По Физкультуре На Тему Витамины
Сборник Литературных Аргументов Для Сочинений Егэ
Курсовая работа по теме Особенности развития силовых способностей в школьном возрасте
Реферат: Thales Of Miletus A Brief History Essay
Реферат: Alice In Credit Card Land Essay Research
Курсовая работа по теме Разработка развития стратегии организации
Курсовая работа по теме Історія створення двомовних словників у Росії
Как Писать Комментарий В Сочинении Огэ 9.3
Сочинение Про Себя 5 Класс На Русском
Сочинение Описание Солнца
Практическая Работа С Текстовыми Заданиями
Реферат по теме Анализ современного положения в отечественном специальном образовании
Геология Марокского золоторудного поля и проект оценки Марокского рудопроявления (Енисейский Кряж) - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа
Концепции информационного поиска - Программирование, компьютеры и кибернетика отчет по практике
Использование игровых технологий в предупреждении дефектов звукопроизношения у детей 2-3 лет - Педагогика курсовая работа