Проектирование АСУ блоком сепарации ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Проектирование АСУ блоком сепарации ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения

Автоматизация технологического процесса: общее описание системы, выбор и обоснование технических средств, задачи и методы управления. Программируемый логический контроллер. Разработка и основные этапы алгоритма управления технологическим процессом.


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.


Современный этап развития промышленного производства характеризуется переходом к использованию передовой технологии, стремлением добиться предельно высоких эксплуатационных характеристик как действующего, так проектируемого оборудования, необходимостью свести к минимуму любые производственные потери. Все это возможно только при условии существенного повышения качества управления промышленными объектами, в том числе путем широкого применения АСУ ТП.
Улучшение технологии добычи нефти и газа, создания высокопроизводительного оборудования, освоение новых нефтяных и газовых месторождений, рост добычи нефти и газа стали возможны благодаря развитию и внедрению автоматизации и совершенствованию управления с применением экономико-математических методов и электронно-вычислительной техники.
Нефтегазодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормального функционирования нефтегазодобывающего предприятия необходимо обеспечить надежную работу автоматизированного оборудования, дистанционный контроль за технологическими параметрами.
Основное назначение ДНС-3 - это сепарация нефти и газа, а также предварительный сброс и подготовка пластовой воды. Также на ДНС осуществляется насосный транспорт нефти на дальнейшую обработку и транспорт газа на газоперерабатывающий завод.
1. Технологический процесс ДНС -3
1.1 Общая характеристика объекта управления
Проектная производительность ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения 10000 т/сут. Данный комплекс является подразделением цеха добычи нефти и газа №7 НГДУ «Нижнесортымскнефть».
Имеющийся в настоящее время набор технологического оборудования позволяет осуществлять сепарацию, обезвоживание продукции скважин и транспорт ее с остаточным содержанием воды до 10% на ЦППН НГДУ «Нижнесортымскнефть».
На ДНС с УПСВ осуществляется предварительный сброс пластовой воды из жидкости, подготовка пластовой воды и подача ее с очистных сооружений УПСВ на КНС.
Газ после сепарации частично используется на собственные нужды (на котельную, «Хиттер-Триттер», газ низкого давления со второй ступени сжигается на факеле.
На ДНС-3 также имеется набор технологического оборудования позволяющее осуществлять сепарацию продукции с Ватлорской группы месторождения, Жумажановского месторождения и транспорт ее на ЦППН НГДУ «Нижнесортымскнефть»
Состав оборудования ДНС-3 с УПСВ Северо-Лабатьюганском месторождения следующий:
- сепараторы I ступени НГС - I -1.6-2400-2 С-1/1,2 V 50м3 - 2 шт.;
- трехфазный сепаратор ф. «SIVALLS» «Хиттер-Триттер» 0-1 - 1 шт.;
- сепараторы II ступени (буфер-сепаратор) НГС - II -1.0-2400-2 С-2/1,2 V 50м3 - 2 шт.;
- газовый сепаратор НГС - I -1.6-2400-2-И Г-1 V 50м3 - 1 шт.;
- газовый сепаратор центробежный вертикальный для подготовки топливного газа для нужд котельной и «Хиттер-Триттера» СЦВ - 500 -2-1-И Г-2 V 0,5м3 - 1 шт.;
- буфер-сепаратор НГС-II - 1,6-3000-2 V 100м3 - 1 шт.;
- сепаратор факельный 1000-2-Т-И V=4 м 3 ФС - 1 шт.;
- емкость сбора конденсата ЕПП-2-2000-1-ЗК V=8 м 3 К-1;
- технологические резервуары подготовки пластовой воды РВС-3000 РС 3000 (18980х12000) Р0-1, 2 2 шт.;
- аварийный резервуар РВС-5000 Р - 1,2 РС-5000 (20990х15000) - СГ 2 шт.;
- насосная откачки нефти на ЦППН с насосами ЦНСАн 60-429 Н-1/1…3 с электродвигателем ВАО2-450S2;
- насосная откачки нефти на ЦППН с насосами ЦНСАн 105-441 Н-1/1…3 с электродвигателем ВАО2-450LA2;
- блок реагентного хозяйства БДР - «Озна-Дозатор» - 25/10-1 с насосами типа NP-32 (2 шт.) с дополнительной емкостью V=4.0м3 для подачи деэмульгатора на вход ДНС и ингибитора коррозии в напорный нефтепровод;
- емкости дренажные Е - 1,2 ЕПП-40-2400-1600-3К V=40 м 3 - 2 шт. с погружным насосом Н - 3/1,2 НВ-Е - 50/50 3,7-В-55-У2 с электродвигателем ВА160S4У2;
- емкость для сбора промливневых стоков Е - 6 ЕПП 40-2400-1-3-К V=40 м 3 с погружным насосом Н - 6 НВ-Е-50/50-3,7-В-55-У2 с электродвигателем ВА160S4У2;
- емкость нефтяная горизонтальная для сбора уловленной нефти с РО - 1,2 Е - 7 ЕПП 40-2400-1-3-К V=40 м 3 с погружным насосом Н - 6 НВ-Е-50/50-3,7-В-55-У2 с электродвигателем ВА160S4У2;
- станция насосная откачки подтоварной воды НПС с насосами ЦНС 60-66 с электродвигателями 4АМ180S2 - 2 шт.;
- факел аварийного сжигания газа СФНР-150/150ХЛ Ф-1;
- емкость для метанола ЕМ 1-1-1,0-3-И V=4,0м3 Ру=1,0Мпа;
- горизонтальная емкость для хранения раствора пенообразователя V=8 м 3 - 1 шт.
автоматизация технический управление
Продукция скважин с кустовых площадок №48, 58 через открытые задвижки №28, 29, 30 поступает на узел переключений ДНС с УПСВ. Далее через открытые задвижки 33,1э, 34,35 поступает в сепараторы I ступени С-1/1,2 где происходит первичная сепарация газа при давлении 0,4…0.8 МПа (4.0-8.0 кгс/см 2 ) и температуре 7-14С.
Газ из сепараторов I ступени через открытые задвижки №106,107,109 поступает в газосепаратор Г-1.
Частично разгазированная водогазонефтяная смесь через открытые задвижки №37,39,40-С1/1,42,44,45-С1/2 регулирующие клапана №38,43 и электроприводную задвижку 16э поступает в трехфазный аппарат О-1 типа «Хиттер-Триттер» для предварительного обезвоживания, электроприводная задвижка №2э при этом должна быть закрыта.
Нефтегазоводяная эмульсия поступает в трехфазный сепаратор О-1 через входную задвижку №50 Ду=300 мм.
Жидкая фаза попадает во входной отсек установки на зонт-распределитель потока, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поднимается наверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги жидкость, присутствующая в газе, соприкасаясь с металлической сеткой, коагулируется и стекает вниз. Выделившийся газ проходит через клапан обратного давления BPV, контролирующий рабочее давление газа в аппарате О-1, через открытые задвижки №179,181,178, регулирующий клапан №180, обратный клапан на площадке трехфазного сепаратора О-1 и задвижки №161,126,127 на технологической площадке поступает в сепараторы-буферы С-2/1,2. При необходимости возможен сброс газа на факел, при этом необходимо открыть электроприводную задвижку №11э.
Жидкость из входного патрубка попадает на входной зонт-распределитель потока аппарата, по которому стекает с выделением свободной воды, собираемой в нижней части емкости под жаровыми трубами в зоне сбора воды.
Температура в жаровых трубах поддерживается путем сжигания попутного газа, выделившегося из потока входящей продукции. В случае отсутствия во входящем потоке достаточного объема газа для поддержания заданной температуры имеется альтернативный источник топливного газа (УПТГ). Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль пламени и температуры, установлены в блоке управления.
Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, укрупнение капелек воды. Укрупненные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата.
Нефть поднимается выше, коагулируясь в средней части аппарата, и перетекает через специальные перегородки, попадая на коалесцирующие фильтры (коалесцеры).
Коалесцирующие фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных пластин, расположенных друг над другом.
В ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластин коалесцера. Эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на верхней поверхности полипропиленовых пластин. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти. Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием крупных глобул нефти. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода за счет разности в плотности, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и перетекает в сборную секцию аппарата (нефтяной карман), откуда через механический клапан-регулятор и через запорные клапана, расположенные в блоке управления, выводится из аппарата.
Предварительно обезвоженная нефть из трехфазного сепаратора через открытую задвижку №51, электроприводную задвижку №17э, задвижки №46,47 поступает в сепараторы-буферы II ступени сепарации С-2/1,2 где происходит дальнейшее разгазирование нефти при давлении 0.03-0.25 МПа (0.3-2.5 кгс/см2) и температуре 35-40С.
После сепаратора II ступени разгазированная и обезвоженная нефть через открытые задвижки №48, 49, 52, 55, 59, 63 поступает на прием одного из насосов внешней откачки типа ЦНС 60-429 Н-1/1…3.
С выкида насосов нефть через обратные клапана и открытые задвижки №13Э, 54,14Э, 58,15Э, 62 поступает на узел регулирования уровня во второй ступени. При работе насосных агрегатов через аварийно-технологический резервуар Р-1 управление клапанами переключается в ручной режим. После узла регулирования нефть поступает на узел учета нефти далее по напорному нефтепроводу подается на ЦППН.
При выводе «Хиттер-Триттера» на плановый или профилактический ремонт поток сырья, поступающий с кустовых площадок, проходит сепараторы I ступени и далее через открытую электроприводную задвижку №2э, при закрытых задвижках №№16Э, 17Э поступает в буфер-сепараторы С-2/1,2. Последующее движение потока нефти на насосные агрегаты через открытые задвижки №48,49,52,55,59,63 к насосам Н-1/1, 2, 3 и при открытых задвижках №13Э, 54,14Э, 58,15Э, 62 начинается откачка возросшего объема жидкости насосами Н-1/1, 2, 3 в выкидной коллектор насосов Н-1/1, 2, 3 и далее через узел учета по нефтепроводу внешнего транспорта на ЦППН.
Уровень жидкости в сепараторах I ступени поддерживается регулирующими клапанами №38,43, установленными на трубопроводах выхода жидкости из сепараторов I ступени.
Уровень жидкости в сепараторе-буфере II ступени поддерживается регулирующими клапанами 74, 76 установленными на узле учета нефти.
Выделившийся в сепараторах I - ступени газ поступает через задвижки №107,106,109 в газосепаратор Г-1, где происходит сепарирование жидкой фазы. Давление в нефтегазосепараторах С-1/1; 2 и газосепараторе Г-1 контролируется и регулируется техническими манометрами и датчиком давления. Поддерживаемое давление в С-1/1; 2 и Г-1 в пределах Р = 0,4 - 0,8МПа. Предупредительная звуковая и световая сигнализация по давлению срабатывает от электроконтактного манометра, установленного на линии выхода газа с Г-1 до клапана регулятора, при Р max = 0,8 МПа. После клапана регулятора по выходу газа с Г-1, контроль за давлением осуществляется электроконтактным манометром (давление не равно заданному). Образовавшийся в Г-1 конденсат сбрасывается под воздействием разности давлений на вход II-ступени сепарации. Сброс регулируется датчиком уровня, в комплекте с блоком управления электроприводом, аварийная сигнализация уровня контролируется датчиком предельного уровня. Параметры регулирования уровня конденсата в Г-1 от 0,5 м до 1 м. После Г-1 частично осушенный газ через оперативный узел учета газа, электрозадвижку №9Э подается в газопровод внешнего транспорта. Узел учета газа на ГТЭС оборудован приборами контроля за расходом газа.
Технологическая схема предусматривает использование части газа с Г-1 на собственные нужды: на котельную ДНС; трехфазный сепаратор «Хиттер-Триттер». УПТГ оборудован центробежным вертикальным газосепаратором Г-2, в котором происходит отделение капельной жидкости из поступающего газа под давлением до 0,7 МПа. Уровень конденсата в Г-2 контролируется датчиками уровня, в комплекте с вторичными приборами и клапаном - регулятором. Сброс конденсата осуществляется в ДЕ-2. Пределы регулирования уровня конденсата в Г-2 0,4-0,8 м. Давление в Г-2 контролируется от электроконтактного манометра. Предел срабатывания звуковой и световой сигнализации при Рmax>0,8 Мпа. Осушенный газ после Г-2 через узлы учета поступает на котельную, на горелки трехфазного сепаратора «Хиттер - Триттер», на автостоянку открытого типа с воздухоподогревом и на блок системы розжига факельной установки.
Узел учета газа на котельную и на «Хиттер-Триттер» оборудованы аналогично узлу учета газа на ГПЗ.
В аварийных случаях, выделившийся газ I ступени сепарации направляется на факел аварийного сжигания газа через открытую электроприводную задвижку №10э.
Газ, выделившийся в сепараторах С-2/1,2 через открытые задвижки №125,124,128,129,12Э, 4Э сбрасывается на факел для сжигания.
Давление в сепараторе-буфере С-2/1,2 поддерживается клапаном-регулятором УЭРВ-1М-50 №195, установленным на трубопроводе выхода газа из сепаратора С-2/1,2.
Сепараторы С-1/1,2; С-2/1,2; Г-1; Г-2 снабжены предохранительными клапанами. В случае срабатывания СППК, газ по газопроводу подается на факел аварийного сжигания газа.
Пластовая вода, выделившаяся в трехфазном аппарате О-1 из жидкости вблизи жаровых труб и в коалесцере, оседает на дно аппарата О-1 и соединяется со свободной водой внизу аппарата. Затем вода движется по дну к буферной части аппарата и выводится из него через два механических клапана регулятора сброса пластовой воды и через открытые запорные клапана выводится из аппарата.
Далее по трубопроводу Ш325х8 неочищенная пластовая вода поступает на очистные сооружения ДНС с УПСВ, где осуществляется подготовка до необходимых величин, диктуемых ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству».
Для эффективного расслоения жидкости, поступающей на ДНС с УПСВ, в трубопровод входа на ДНС подается деэмульгатор. Все реагенты-деэмульгаторы дозируются в виде нефтеводореагентной эмульсии. Содержание деэмульгатора в эмульсии 1-2% весовых.
Деэмульгатор готовится по следующей технологии. В смеситель реагентного блока БДР «ОЗНА-ДОЗАТОР-25/10» подается через открытую задвижки №79,97 частично обезвоженная (с содержанием воды до 10%) нефть с насосов внешней откачки и концентрированный реагент дозировочными насосами.
Доза концентрированного деэмульгатора, количество нефти на приготовление раствора деэмульгатора подается из расчета объема поступающей на площадку жидкости.
Технологическая схема обвязки оборудования блока БДР «ОЗНА-ДОЗАТОР-25/10» позволяет подавать в систему концентрированный реагент.
Раствор деэмульгатора подается через открытые задвижки №301,300 и обратный клапан во входной трубопровод жидкости перед первой ступенью сепарации при работе ДНС в режиме УПСВ.
Задвижка №303 при этом закрыта. При выходе «Хиттер-Триттера» на плановый ремонт подача деэмульгатора прекращается, задвижка №252 закрывается, открываются задвижки №303, 338 и производится закачка ингибитора коррозии в нефтепровод внешнего транспорта.
Все реагенты-деэмульгаторы являются пожароопасными, взрывоопасными и токсичными веществами, требующими особых мер предосторожности при получении, перевозке, заправке емкостей реагентов.
Пуск и остановку блочной установки дозирования реагентов БДР-25 необходимо проводить согласно технического описания и инструкции по эксплуатации на блок дозирования реагентов БДР - «ОЗНА-Дозатор» ПДРК 062841.003 ТО завода-изготовителя.
Автоматизированная система управления блоком сепарации создается с целью комплексной автоматизации технологических объектов и получения плановых объемов товарной продукции при минимальных эксплуатационных затратах.
Полное наименование системы - «Автоматизированная система управления насосным парком».
Задачи автоматизированной системы управления
Автоматизированная система управления блоком сепарации ДНС-3 должна обеспечивать выполнение следующих функций:
1) давления в газовых сепараторах и нефтегазовых сепараторах с воздействием на выход газа;
2) уровня жидкости в газовом сепараторе;
3) уровня жидкости в нефтегазовых сепараторах с воздействием на выход нефти;
1) вытяжными вентиляторами при загазованности в закрытых технологических блоках (10% от НПВ);
2) основными технологическими электроприводными задвижками;
1) электроприводами задвижками и клапанами (открыть-закрыть);
1) давления в газовых и нефтегазовых сепараторах (с регистрацией);
2) уровня жидкости в газовых и нефтегазовых сепараторах;
3) межфазного уровня «вода-нефть» в нефтегазовых сепараторах;
1) температуры и давления во всех сепараторах;
1) загазованности наружных технологических площадок и закрытых помещений;
2) предельных значений давления в газовых сепараторах;
3) предельных значений уровня в газовых и нефтегазовых сепараторах;
1) положения основных технологических электроприводных задвижек, имеющих дистанционное управление (открыто-закрыто).
Система должна обеспечивать непрерывное круглосуточное ведение технологического режима, сохранять возможность выполнения основных функций при выходе из строя отдельных элементов и позволять производить их замену без отключения всей системы.
Система не должна самопроизвольно включать или отключать (закрывать или открывать) исполнительные устройства при любых неисправностях системы управления, а также при переходе на резервное питание.
В системе должны быть предусмотрены программные средства защиты от неквалифицированных действий персонала, способных привести к нарушениям технологического режима.
2. Автоматизация технологического процесса
Автоматизация объектов ДНС-3 выполнена в соответствии с действующими нормами, правилами и руководящими документами.
Автоматизированная система управления созданная для данного объекта состоит из двух уровней:
Нижний уровень включает в себя датчики и приборы, преобразующие измеряемые величины в электрический сигнал и микропроцессорный контроллер.
Микропроцессорный контроллер выполняет следующие функции:
- сбор и обработка сигналов с аналоговых датчиков;
- сбор и обработка цифровых сигналов аварий, предупредительной и исполнительной сигнализации, состояния технологического процесса и оборудования;
- управление исполнительными механизмами;
- автоматическое регулирование технологических параметров системы;
- выявление и регистрацию причин аварийных ситуаций;
В микропроцессорном контроллере происходит обработка сигналов и выработка управляющих воздействий. Далее информация по каналам связи передаётся на верхний уровень, представленного в виде персонального компьютера и специального программного обеспечения.
Верхний уровень выполняет следующие функции:
- осуществление круглосуточного и непрерывного обмена информацией с контроллером;
- обработка информации и формирование базы данных;
- отображение состояния технологического процесса в виде мнемосхем;
- отображение тенденции изменения технологических параметров в виде графиков (трендов);
- дистанционное управление технологическим процессом;
- настройка некоторых технологических параметров;
- формирование и печать отчетных документов.
Система автоматизации оснащена серийными средствами, изготовленными отечественными и зарубежными приборостроительными заводами. Функциональная схема автоматизации представлена в приложении А.
Система автоматизации блока сепарации ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения предполагает постоянное присутствие дежурного персонала. Это вызвано тем, что вывод на рабочий режим и необходимые изменения параметров работы производятся оператором. Контроль и управление технологическим процессом объектов блока сепарации ДНС-3 осуществляется с панели щита оператора, расположенного в помещении операторной ДНС.
Оснащение технологических объектов датчиками, преобразователями, исполнительными механизмами и другой аппаратурой будет подробно рассмотрено в данной работе далее.
2.3 Обоснование и выбор комплекса технических средств
Применяемые в проекте датчики, преобразователи, исполнительные механизмы изготавливаются предприятиями России, разработаны в последние годы и соответствуют условиям эксплуатации на месторождениях Западной Сибири.
Датчики и измерительные преобразователи, вторичные приборы имеют унифицированные выходные сигналы с одним из следующих параметров:
- аналоговые (токовые 4…20 мА) для контроля и регулирования режимных технологических параметров;
- частотно-импульсные сигналы для контроля учетных технологических параметров;
- дискретные типа «сухой контакт» для сигнализации предельных значений технологических параметров;
Все датчики, преобразователи и исполнительные механизмы соответствуют требованиям по степени защиты от воздействия окружающей среды:
- по устойчивости к воздействию агрессивных сред;
- по степени защиты оболочки от проникновения внутрь пыли и влаги.
Для выбора средства измерения избыточного давления будет произведен сравнительный анализ нескольких датчиков различных фирм. Характеристики представлены в таблице 2.1.
Поскольку характеристики датчиков практически совпадают, был выбран Метран-100 ДИ, зарекомендовавший себя с хорошей стороны.
Для измерения разности давлений был выбран датчик Метран-100-ДД.
Таблица 2.1 - Технические характеристики датчиков давления
Таблица 2.2 - Характеристики датчика Метран-100-ДД
Предел допускаемой основной погрешности, %
Внешнее магнитное поле напряженностью 400 А/м
Для измерения уровня жидкости и уровня раздела фаз были выбраны преобразователи Сапфир-22МП-ДУ так как они обладают следующими преимуществами:
- высокая температурная стабильность;
- автоматическая коррекция по температуре;
- установка нуля и перестройка диапазона измерения производится непосредственно на объекте, без вскрытия и разгерметизации электронного блока, что важно при использовании во взрывоопасной или агрессивной среде;
- преобразователи имеют высокую электромагнитную совместимость, что обеспечивает их стабильную работу вблизи мощных источников электромагнитных излучений;
- легкая интеграция в цифровые АСУ ТП;
- обеспечена возможность дистанционного снятия информации;
- защита от несанкционированного доступа.
Датчики уровня Сапфир-22МП-ДУ обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра в стандартный токовый выходной сигнал. Основные характеристики датчика приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 - Характеристики датчика Сапфир-22МП-ДУ
Допускаемая основная погрешность, %
Плотность контролируемой среды, кг/м 3
Предельно допускаемое рабочее избыточное давление, МПа
Приборы состоят из измерительного блока и электронного преобразователя. При изменении измеряемого уровня происходит изменение гидростатической выталкивающей силы, воздействующей на чувствительный элемент-буёк. Это изменение через рычаг передается на тензопреобразователь, который преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал [5,6].
Для контроля уровня нефти, воды и конденсата в технологических емкостях используются сигнализаторы уровня ультразвуковые УЗС 207И и УЗС 107И, так как они обладают следующими преимуществами:
- сигнализаторы обеспечивают два вида сигнализации наличие и отсутствии контролируемой среды;
- сигнализаторы УЗС-207И обеспечивают контроль исправности при подаче напряжения постоянного тока 27В от отдельного источника питания;
- погрешность срабатывания относительно номинального уровня срабатывания не более 2 мм при вертикальной установке и 5 мм при горизонтальной установке датчика.
- сигнализаторы устойчивы к воздействию температур окружающего воздуха;
- отсутствие механически движущихся частей.
Датчик состоит из чувствительного элемента, корпуса, электронного блока. Вторичный преобразователь состоит из корпуса, крышки, платы, имеет наружный винт заземления. Основные характеристики сигнализатора представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 - Характеристики сигнализатора УЗС 207И
Максимальное расстояние между двумя точками контроля, мм
Предельно допускаемое рабочее избыточное давление, МПа
Принцип действия сигнализатора основан на использовании метода импульсного зондирования ультразвуком с временной или частотной селекцией, который заключается в сравнении времени прохождения ультразвукового сигнала через рабочий зазор датчика, заполненной контролируемой средой или газом, с вырабатываемой в самом сигнализаторе временным интервалом [7,8].
Для получения дискретных данных о превышении или снижении заданных параметров давления были выбраны манометры электроконтактные ДМ-2005, так как они просты в исполнении и обладают хорошими эксплуатационными характеристиками [7].
Данный прибор является показывающим сигнализирующим манометром, предназначенным для измерения избыточного и вакуумметрического давления жидкостей, паров, газов и управления внешними электрическими цепями в схемах автоматизации и блокировки трубопровода. Основные характеристики датчика ДМ-2005 приведены в таблице 2.5.
Таблица 2.5 - Характеристики датчика ДМ-2005
От 0 до 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 160; 250; 400; 600; 1000; 1600
Предел допустимой основной погрешности срабатывания сигнализирующего устройства, %
Диапазон измерения избыточного давления, %
0-75 диапазона показаний вакуумметрического давления и равен диапазону показаний
Параметры сигнализирующего устройства: Напряжение внешних коммутирующих цепей
24; 27; 36; 40; 140; 220; 380 В-для цепей переменного тока;
24; 27; 36; 40; ПО; 220 В-для цепей постоянного тока;
Предел допускаемой основной погрешности, %
Потребляемая мощность контактов, ВА
10-30 постоянного 20-50 переменного тока
Для выбора средства измерения температуры будет произведен сравнительный анализ нескольких датчиков различных фирм. Характеристики представлены в таблице 2.1.
Поскольку характеристики датчиков практически совпадают, был выбран Метран-100 ДИ, зарекомендовавший себя с хорошей стороны.
Таблица 2.6 - Технические характеристики датчиков температуры
В качестве сигнализаторов загазованности были выбраны сигнализаторы СТМ-30, которые предназначены для непрерывного автоматического контроля взрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей и паров.
СТМ-30 применяется в процессе добычи, переработки и транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов. СТМ-30 состоит из блока питания и сигнализации БПС, датчика и блока обмена информацией БОИ, обслуживающего от 1 до 16 БПС.
В основу принципа действия сигнализатора положен термохимический метод, основанный на измерении теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе датчика, дальнейшем преобразовании полученного сигнала и выдачи сигнала о достижении предельной концентрации [10].
Сигнализатор СТМ-30 имеет следующие особенности исполнения:
- взрывобезопасное исполнение датчиков;
- световая сигнализация при достижении пороговых концентраций или неисправности датчика;
- наличие «сухих» контактов реле для подключения исполнительных устройств;
- наличие выходного унифицированного сигнала 4-20 мА;
Основные характеристики сигнализатора представлены в таблице 2.7.
Таблица 2.7 - Характеристики сигнализатора СТМ-30
Диапазон измерений, % НПВ (нижний предел взрываемости)
Основная абсолютная погрешность, % НПВ
Время срабатывания сигнализации, сек
В качестве расходомеров были выбраны турбинные расходомеры НОРД-М, которые предназначены для измерения объемного количества нефти, нефтепродуктов и других, нейтральных к сталям 20X13 и 12X18Н10Т жидкостей [11].
В зависимости от диаметра условного прохода и условного давления имеет 18 исполнений. В данной работе был выбран диаметр равный 150 мм.
Принцип работы преобразователя основан на вращении турбинки набегающим потоком жидкости. При вращении турбинки, выполненной из ферромагнитного материала, каждая лопасть её, проходя вблизи сердечника катушки датчика, наводит в ней импульсы электродвижущей силы. Основной характеристикой преобразователя является фактор, которой характеризуется количеством импульсов на единицу объема.
Основные характеристики расходомера представлены в таблице 2.8.
Для учета расхода газа были применены счетчики газа вихревые СВГ.М, которые предназначены для оперативного и коммерческого учета потребляемого природного газа и других неагрессивных газов (воздух, азот, кислород и т.п.) на промышленных объектах [11,12].
Таблица 2.8 - Характеристики турбинных расходомеров НОРД-М
Коэффициент преобразования, имп/м 3 , не менее
Потеря давления в преобразователе, МПа
Датчик расхода работает следующим образом. Набегающий поток газа образует за телом обтекания дорожку, характеризующуюся местными завихрениями в потоке. Частота срыва вихрей с тела обтекания пропорциональна скорости потока газа. У верхнего торца тела обтекания установлены два чувствительных элемента, воспринимающие пульсации давления при срыве очередного вихря.
Основные характеристики расходомера представлены в таблице 2.9.
Для определения процента содержания воды в нефти был выбран влагомер сырой нефти полнопоточный ВСН-2-ПП/30, так как он обладает следующими преимуществами [10]:
- высокая достоверность результатов измерений - непрерывно контролируется вся проходящая по основному трубопроводу нефть;
- не требует врезки через пробозаборный зонд;
- измеряет мгновенные значения влажности;
- выдает сигнал о достижении предельной влажности.
Таблица 2.9 - Характеристики счетчиков газа СВГ.М
Диапазон эксплуатационных расходов, м 3 /час
Основная относительная погрешность, %
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
Основные характеристики влагомера представлены в таблице 2.10.
В качестве исполнительных механизмов применены механизмы исполнительные электрические прямоходные во взрывозащищенном исполнении МЭП-25000/100-50-00К. Данные устройства предназначены для перемещения регулирующих органов в системах автоматического регулирования технологическими процессами в соответствии с командными сигналами автоматических регулирующих и управляющих устройств. В таблице 2.11 приведены технические данные МЭП-25000/100-50-00К [7].
Таблица 2.10 - Характеристики влагомера ВСН-2-ПП/30
Диапазон измерения влажности нефти, %
Таблица 2.11 - Технические данные МЭП-25000/100-50-00К
Номинальное время полного хода выходного вала, с
В качестве многофункциональной станции ручного управления аналоговыми или импульсными исполнительными механизмами был выбран блок ручного управления БРУ-42, так как он обладает следующими функциональными возможностями [7]:
- режим
Проектирование АСУ блоком сепарации ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат по теме Виды мышления
Курсовая работа по теме Екологічні проблеми Високопільського району Херсонської області
Эссе Мое Любимое Художественное Произведение
Доклад: Анализ себестоимости
Курсовая работа по теме Понятие и способы совершения правонарушений в сети интернет
Институт Религии Реферат
Презентация На Тему Влияние Табака На Организм Человека
Реферат На Тему Характеристика Предприятий Садово-Паркового И Ландшафтного Строительства
Учебное пособие: Оборотні кошти та їх організація на підприємстві
Реферат по теме Определение термодинамических характеристик процессов плавления и испарения CsY(pta)4 методами дифференциальной сканирующей калориметрии и статической тензиметрии
Инвестиционная Политика Предприятия Курсовая
Реферат: Субъекты налоговых отношений
Курсовая работа по теме Геометрия и искусство
Ф Решетников Мальчишки Написать Сочинение
Реферат: Налоговое право Российской Федерации. Скачать бесплатно и без регистрации
Жизненные Ценности Это Определение Для Сочинения
Методическое указание по теме Элективный курс 'Давай договоримся!'
Реферат по теме К вопросу определения понятия сетевых СМИ
10 Сочинений
Реферат: Внесок української інтелігенції в розвиток освіти й наукових знань в ХУІ
Контроль в бухгалтерском учете - Бухгалтерский учет и аудит реферат
Формирование дел, обложка дел, заведение дел в начале календарного года - Бухгалтерский учет и аудит реферат
Методы добычи битумных песков - Геология, гидрология и геодезия реферат