Расходомеры "ЭМИС-ВИХРЬ" - Курсовая работа

При достижении определенного уровня сложности объекта и числа параметров управляемость резко снижается вследствие того, что оператору приходится перемещаться вдоль щита, быстро обрабатывать большой объем противоречивой информации, принимать решения, оперативно вмешиваться в процесс. Добываемая из скважины нефть, как правило, имеет в своем составе пластовую воду (в свободном или эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные соли - хлористый натрий, хлористый кальций, хлористый магний и т.д. и зачастую механические примеси. Вот почему нефти, добываемые из скважин вместе с пластовой водой, подвергают обезвоживанию и обессоливанию на термохимических установках (ТХУ) или установках подготовки нефти (УПН). Практикой установлено, что существующие методы деэмульсации нефти без подогрева и поверхностно-активных веществ (ПАВ) в большинстве случаев малоэффективны и особенно это касается тяжелых, парафино-смолистых и вязких нефтей. Поступившая на установку нефть представляет собой эмульсию, стабилизированную ПАВ (свободная вода, недеспергированная, уже выпала в резервуаре и осталась мелкодисперсная стойкая эмульсия).Общее количество импульсов, фиксируемое по частотному выходу, соответствует объему измеряемой среды, с момента начала измерения. Нулевое и максимальное значения частот сигнала соответствуют значениям расходов: 0 Гц - нулевому значению измеряемого расхода; Мощность, потребляемая преобразователем, не превышает 1,1Вт. преобразователь учет нефть расходомер В преобразователе реализован метод измерения расхода, основанный на измерении частоты вихрей. Расчет значений расходов осуществляется по следующим формулам: и где - текущее значение кода АЦП, поступающего в УВМ по каналу измерения расхода; - максимальное значение кода АЦП, определяемое его разрядностью; - верхний предел измерения датчика расхода; - поправочный коэффициент для паровых потоков, учитывающих отклонение условий измерения от нормальных (поправка на изменение плотности технологического потока в зависимости от давления и температуры); - плотность технологического потока при рабочих условиях; - плотность потока при расчетных условиях.Они необходимы для проведения научных исследований, для управления технологическими процессами почти во всех отраслях промышленности, для контроля работы стационарных и транспортных энергетических установок, для управления самолетами и космическими кораблями.

Современный период развития нефтегазовой промышленности характеризуется нарастанием проблем, решение которых потребует огромных материальных и интеллектуальных затрат.

Специфическим индикатором состояния промышленности является спрос на средства автоматизации, поскольку ими пренебрегают, и при малейших затруднениях отдают предпочтение простым технологиям и ручному труду. Реальная ситуация раньше была такова, что многие объекты не имели не только АСУ ТП и щитов КИП и А, но даже элементарного дистанционного управления; приводы по месту выключались, вентили, задвижки открывались вручную.

При создании щитов, пультов и АРМ операторов-технологов возникло трудно разрешимое противоречие между большим числом параметров, сложностью объекта с одной стороны, и скоростью принятия решения, быстрого доступа к конкретному параметру с другой, поэтому система управления должна была быть малочувствительной к росту числа параметров и усложнению решаемых задач. Однако, традиционные средства КИП и А не позволяли разрешить это противоречие.

При достижении определенного уровня сложности объекта и числа параметров управляемость резко снижается вследствие того, что оператору приходится перемещаться вдоль щита, быстро обрабатывать большой объем противоречивой информации, принимать решения, оперативно вмешиваться в процесс. Традиционные щиты укомплектовывались электронно-механическими приборами контроля, регулирования, регистрации, а также многочисленными разбросанными кнопками управления, лампочками сигнализации, табло, релейными шкафами, мнемосхемами. Именно по этой причине появилась необходимость более оперативного и качественного управления процессом.

Одним из таких механизмов сегодня является автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП).

В связи с этим, как за рубежом, так и у нас наметилась тенденция по созданию инструментов автоматизации на базе мощных вычислительных средств (так называемых электронных щитовых систем) и мощных интегрированных контроллеров, способных проанализировать ситуацию.

Компьютер оценивает сложившуюся ситуацию и выводит на пульт значения тех ключевых параметров, от которых зависит правильность решения, а также параметры, которые надо изменить. Кроме того, компьютер выдает текстовый и речевой комментарии, советы, предупреждения. Речевой вывод, мультиплексивная трехмерная графика, цветное изображение объекта, многооконность экрана, графический просмотр архивов в требуемом темпе, масштабирование изображения и другие современные средства в сочетании с компьютерным анализом технологической ситуации обуславливают новое эргономическое качество управления, совершенно не достижимое на традиционных щитах.

Следующим важным преимуществом электронных щитов является то, что их стоимость в 3-10 раз ниже, по сравнению с традиционными.

Переход к щитам, построенным на базе контроллеров, позволяет сократить время проектирования и монтажа, снизить затраты при повышении надежности эксплуатации.

В результате того, что исключается необходимость обслуживания большого числа ненадежных электронно-механических устройств, а также обеспечения большого числа профилактических осмотров резко сокращаются затраты на эксплуатацию.

1. Теоретическая часть

1.1 Описание процесса подготовки нефти на ТХУ НГДУ «Елховнефть»

Добываемая из скважины нефть, как правило, имеет в своем составе пластовую воду (в свободном или эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные соли - хлористый натрий, хлористый кальций, хлористый магний и т.д. и зачастую механические примеси. В состав нефтей входят также различные газы органического (метан, этан, пропан, бутан) и неорганического (сероводород, углекислый газ, гелий) происхождения.

Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солей приводит к увеличению расходов на ее транспорт, кроме того, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при переработке нефти на НПЗ вследствие усиленного развития коррозии оборудования. Вот почему нефти, добываемые из скважин вместе с пластовой водой, подвергают обезвоживанию и обессоливанию на термохимических установках (ТХУ) или установках подготовки нефти (УПН). Практикой установлено, что существующие методы деэмульсации нефти без подогрева и поверхностно-активных веществ (ПАВ) в большинстве случаев малоэффективны и особенно это касается тяжелых, парафино-смолистых и вязких нефтей. Поэтому большая часть добываемой обводненной нефти проходит обработку на ТХУ, имеющих следующие характеристики: сравнительно быстрый монтаж установки, состоящей из блочного полностью автоматизированного оборудования;

низкая чувствительность режима работы установки к широкому изменению содержания воды в нефти;

возможность изменять деэмульгаторы и режимы работы установки по мере изменения характеристики эмульсии.

Термохимические установки (ТХУ) - сепараторы-деэмульсаторы. Практикой установлено , что существующие методы деэмульсации нефти без применения тепла и поверхностно-активных веществ малоэффективны. Поэтому в настоящее время около 80% всей добываемой обводненной нефти обрабатывается на термохимических установках .

Термохимические установки подготовки нефти работают под атмосферным или избыточным давлением . Стремление к сокращению расходов топлива на подогрев нефтяных эмульсий, повышение температур ведения процессов обезвоживания и обессоливания, необходимость сокращения потерь легких фракций определили рациональность проведения технологических процессов под повышенным давлением . Отстой подогретой нефтяной эмульсии в герметизированных емкостях под давлением до 10 кгс/см2, а иногда и более (в зависимости от характеристики нефтей) позволяет почти полностью ликвидировать потери легких фракций.

Повышение температуры обрабатываемых отдельных эмульсий до 70 - 100°С дает возможность резко снизить их вязкость, уменьшить прочность защитных слоев глобул эмульгированной воды, что способствует проникновению в них химических веществ (деэмульгаторов) и в результате снижению времени отстоя и расхода деэмульгатора. Расход тепла на подогрев эмульсии может быть сокращен путем регенерации основной части тепла потоков нефти.

Нефть, прошедшая термохимические установки подготовки , направляется в товарные парки, где повторно измеряется ее объем, и она передается товаротранспортным организациям.

Рассмотрим описание функциональной технологической схемы (Приложение 1) процесса подготовки нефти на ТХУ НГДУ «Елховнефть» (далее ТХУ). На ТХУ осуществляют подготовку нефти по двум направлениям: • подготовка нефти для передачи в НГДУ «Альметьевнефть»;

• глубокая подготовка нефти для передачи на Елховскую нефтеперерабатывающую установку (ЕНПУ).

С промыслов сырая нефть поступает на технологический резервуар РВС -5000 №2 Кичуйского товарного парка, где происходит предварительное отделение свободной воды. Далее нефть с мелкодисперсной стойкой эмульсией поступает в технологический резервуар РВС - 5000 №3, где имеется возможность подрезки отделившейся воды и нижнего слоя эмульсии. Из РВС - 5000 №3 с уровня 2 метра нефть отбирается на ТХУ.

На ТХУ нефть поступает с обводненностью до 10 %. Поступившая на установку нефть представляет собой эмульсию, стабилизированную ПАВ (свободная вода, недеспергированная, уже выпала в резервуаре и осталась мелкодисперсная стойкая эмульсия). Поэтому здесь требуются более сложные приемы: интенсивное нагревание, химическая и электрохимическая обработка.

Для этих целей нефть (t = 10°С) подается в теплообменники Т - 1/1,2, где нагревается до 53°С уходящей готовой нефтью с ЭД - 1/1,2, а затем в печах П - 1/1,2 нагревается до температуры 90°С и поступает на ступень обезвоживания в О - 1/1,2 V f 2"00 mj каждый.

В результате нагрева уменьшается вязкость жидкостей составляющих эмульсию и уменьшается поверхностное натяжение на границе раздела фаз. На данном этапе происходит расслоение эмульсии и обезвоживание нефти. Но в ней еще присутствует много солей, которые необходимо удалить. Поэтому на выходе отстойников установлены электродегидраторы ЭД -1/1,2, предназначенные для осуществления процесса разрушения бронированной оболочки эмульсии под действием электрического поля. На выходе ЭД - 1/1 содержание хлористых солей в нефти составляет не более 50 мг/л, а воды не более 0,2 %. Далее поток нефти разбивается на два направления: для сдачи в НГДУ «Альметьевнефть» через Т - 1/1 в РВС - 5000 №6;

для доподготовки нефти для ЕНПУ на ЭД - 1/2.

Для этого на прием ЭД - 1/2 подается дополнительно пресная вода (для растворения минеральных солей), деэмульгатор - Реапон ИК (для уменьшения поверхностного натяжения оболочек воды), 2 % раствор щелочи (для нейтрализации действия соляной кислоты, образующейся при гидролизе хлоридов кальция, магния и термическом разложении хлорорганических соединений). Используется также высокое напряжение электрического поля для осаждения диспергированной воды (около 5 КВ). На выходе с ЭД - 1/2 содержание хлористых солей уже составляет до 14 мг/л. После ЭД - 1/2 нефть через теплообменник Т - 1/2 поступает в РВС - 5000 №8 и далее на ЕНГТУ. Температура товарной нефти на выходе Т - 1/1,2 составляет 40°С. Отделившаяся пластовая вода после ступеней обезвоживания и обессоливания поступает на очистные сооружения, а вода из дренажной емкости возвращается в цикл подготовки нефти.

Добываемая в Татарстане нефть отличается высоким содержанием пластовых вод, солей и различных механических примесей, поэтому здесь особо актуально стоит проблема обессоливания и обезвоживания нефти. В процессе подготовки нефти на УПН или ТХУ для дальнейшей транспортировки ее на НПЗ происходит непрерывный процесс измерения количества и качества товарной нефти. Так же ни один процесс подготовки нефти не обходится без измерения и регулирования таких параметров, как расход, давление, температура и т.д.

Большое экономическое значение для народного хозяйства имеет измерение количества нефти, воды, газа и других веществ. Без расходомеров невозможно обеспечить оптимальный технологический режим важнейших технологических процессов в различных отраслях промышленности, в том числе и в нефтяной. Без этих приборов так же нельзя и автоматизировать соответствующие процессы, и получить максимальный к.п.д. Таким образом, расходомеры способствуют повышению качества изготавливаемой продукции, устранению брака, экономии исходных материалов и автоматизации производства. Годовой экономический эффект от применения расходомеров в масштабах всей страны достигает многих десятков и сотен миллионов рублей. В данной курсовой работе рассмотрен вихревой расходомер ЭМИС-ВИХРЬ.

1.2 Назначение и область применения преобразователя расхода ЭМИС- ВИХРЬ

Вихревые расходомеры ЭМИС-ВИХРЬ предназначены для измерения: · расхода проводящих жидкостей (например, воды или водных растворов);

· расхода неэлектропроводных жидкостей (например, светлых нефтепродуктов или спиртов);

· расхода агрессивных сред (например, серной кислоты или щелочей);

· расхода смесей жидкость жидкость (например, нефти с водой);

· расхода природного и технических газов (например, сжатого воздуха);

· расхода опасных газов - водорода и кислорода;

· расхода насыщенного (влажного) и перегретого (сухого) пара.

По типам измеряемой среды вихревые преобразователи ЭМИС-ВИХРЬ являются универсальными, ограничение накладывается лишь на вязкость жидкостей.

Прибор используют в различных отраслях промышленности, в системах автоматического учета, регулирования и управления технологическими процессами, а также в системах технологического и коммерческого учета расхода жидкостей, газообразных сред и пара в составе счетчиков газа и пара, в составе теплосчетчиков.

Преобразователи расхода могут использоваться в составе автоматических систем управления и контроля и локальных схемах автоматизации с использованием частотного, аналогового и цифрового RS485 сигналов.

Преобразователи расхода предназначены для измерения объемного расхода любых жидкостей и газов, насыщенного и перегретого водяного пара, имеющих следующие параметры: 1) температура измеряемой среды: - газа от -40 до 200°С;

- пара до 200°С (исполнение «200»), по заказу может быть изготовлен преобразователь расхода с температурой среды до 350°С (исполнение «350»);

- жидкостей от 0 до 200°С.

2) избыточное давление измеряемой среды для исполнения «Ф» (фланцевое соединение с трубопроводом) 0 - 4 МПА, и для исполнения «С» (соединение с трубопроводом типа «сэндвич») 0 - 2,5 МПА;

3) плотность при нормальных условиях (НУ), не менее 0,6 кг/м3;

4) содержание механических примесей, не более 50 мг/м3;

5) вязкость для жидкостей не более 8·10 -6 м2/с;

6) измеряемая среда по своим свойствам не должна вызывать коррозии у материала проточной части преобразователя расхода.

1.3 Использование в составе узлов учета

Модель ЭВ200 измеряет действительный объемный расход. Чтобы выводить показания в единицах расхода, приведенных к нормальным условиям, в массовых единицах расхода или в энергетических единицах вводятся специальные коэффициенты преобразования. Изменение параметров технологического процесса приводит к неточности показаний расхода, в этом случае следует применять расходомер совместно с датчиками температуры, давления и вычислителями (корректорами).

Учет горячей воды

В закрытых контурах ЭМИС-ВИХРЬ используется совместно с тепловычислителем и датчиком температуры (одним или двумя). В открытых контурах следует использовать два расходомера ЭВ200: один на входе и один на выходе.

Учет пара

Датчики давления и температуры используются для вычисления теплоэнергии пара для определения его давления и температуры. Для учета возврата конденсата необходимо установить второй расходомер модели ЭВ200 на обратном трубопроводе

Учет природного и технических газов

Для определения массового расхода (или расхода, приведенного к нормальным условиям) совместно с ЭМИС-ВИХРЬ используются вычислители - корректоры объемного расхода газа.

Учет нефтепродуктов

В составе узла учета нефтепродуктов ЭМИС-ВИХРЬ следует использовать совместно с датчиками плотности (плотномерами) для определения массового расхода сырья (рис.1)

Рис. 1. ЭМИС-ВИХРЬ совместно с датчиком плотности

Стандартное отборное устройство рекомендуется применять для сглаживания пульсаций давления в зоне измерений и для предотвращения перегрева установленного датчика. Вентильный блок позволяет проводить ремонтно-профилактические работы с датчиков давления без остановки процесса. Датчики температуры рекомендуется применять совместно с защитными гильзами для увеличения срока службы и демонтажа датчиков без остановки процесса.

При наличии высокого уровня вибрации расходомер может выдавать сигнал на выходе даже при отсутствии потока (явление «самохода»). Применение сдвоенного пьезосенсора и массовая балансировка сенсорного модуля позволяет уменьшить влияние вибраций, а параметры обработки сигналов (виброустойчивость), установленные на заводе-изготовителе, снижают возможные ошибки в большинстве применений. Если при нулевом расходе возникают ошибочные показания датчика, то их можно исправить настройкой показателя виброустойчивости. При возникновении потока через расходомер влияние вибраций в большинстве случаев быстро подавляется сигналом расхода благодаря спектральной цифровой обработке сигнала ЭМИС. При расходе жидкости, близком к минимальному, при нормальной установке расходомера, вибрации должны характеризоваться максимальной полной амплитудой не более 0,5 мм или ускорением не более 0,5 g (в зависимости от того, что меньше).

В настоящее время роль и значение расходомеров и измерителей количества очень велика. Они необходимы для проведения научных исследований, для управления технологическими процессами почти во всех отраслях промышленности, для контроля работы стационарных и транспортных энергетических установок, для управления самолетами и космическими кораблями.

В данной курсовой работе я ознакомилась с принципом действия вихревого расходомера ЭМИС-ВИХРЬ ЭВ200, который предназначен для измерения объемного расхода любых жидкостей и газов, насыщенного и перегретого водяного пара.

Прибор используют в различных отраслях промышленности, в системах автоматического учета, регулирования и управления технологическими процессами, а также в системах технологического и коммерческого учета расхода жидкостей, газообразных сред и пара в составе счетчиков газа и пара, в составе теплосчетчиков.

1. Лутошкин Г.С. «Сбор и подготовка нефти, газа и воды», М.: «Альянс», 2005

2. ГОСТ 2.702-84 Правила выполнения электрических схем.

3. ГОСТ 2.708-81 Правила выполнения электрических схем цифровой вычислительной техники.

4. Кремлевский П.П. «Расходомеры и счетчики количества», Ленинград, «Машиностроение», 1975

Размещено на .ur