Теми рефератів
> Реферати > Курсові роботи > Звіти з практики > Курсові проекти > Питання та відповіді > Ессе > Доклади > Учбові матеріали > Контрольні роботи > Методички > Лекції > Твори > Підручники > Статті Контакти
Реферати, твори, дипломи, практика » Статьи » Модернізація системи автоматизації вимірювання кількості та показників якості нафти нафтогазовидобувного управління &Туймазинефть&

Реферат Модернізація системи автоматизації вимірювання кількості та показників якості нафти нафтогазовидобувного управління &Туймазинефть&





оказателяРасход нафти через СВКН, мі/год: - мінімальний62- максімальний125Давленіе нафти, МПа: - рабочееОт 0,3 до 0,9- мінімальне допустімое0,3- максимальне допустімое0,9Суммарние втрати тиску на СВКН при максимальній витраті і максимальної в'язкості, МПа: - в робочому режіме0,2- в режимі поверкі0,4Режім роботи СІКННепреривнийРежім управління запірною арматуройАвтоматізірованнийРежім роботи ПУАвтоматізірованнийСпособ повірки та КМХ ПРПО стаціонарної ПУ 2-го разрядаСпособ повірки стаціонарної ТПУПо пересувний ПУ 1-го разрядаКатегорія електропостачання по ПУЕ1Електроснабженіе380 В, трифазне, 50 Гц (220 ± 22) В, однофазне, 50 ГцКласс вибухонебезпечної зони по ПУЕ/ГОСТ Р 51330.9-99: - майданчик БІЛВ - 1а/клас 2- блок-бокс БІКВ - 1г/клас 2- майданчик ПУВ -1а/клас 2категория з вибухопожежної та пожежної небезпеки за СП 12.13130.2009: - майданчик БІЛАН- блок-бокс БІКА- майданчик ПУАНКатегорія вибухонебезпечної суміші за ГОСТ Р 51330.11-99: - нефтьIIAКатегорія вибухонебезпечної суміші за ГОСТ Р 51330.5-99: - нефтьТ3 1.2 Основні метрологічні показники функціонування СВКН


У СВКН використовуються засоби вимірювання (СІ), типи яких затверджені, або пройшли метрологічну атестацію і допущені до застосування в установленому порядку.

Межі відносної похибки у всьому діапазоні вимірювань маси нафти для СВКН (згідно ГОСТ Р 8.595 - 2004) відповідають таким значенням:

для маси брутто нафти,%, не більше ± 0,25;

для маси нетто нафти,%, не більше ± 0,35;

обсягу,%, не більше ± 0,15.

Всі СІ, що входять до складу СВКН проходять перевірку відповідно до вимог чинних нормативних документів.

Для забезпечення цих значень похибки СІ, що входять до складу СВКН, повинні мати такі характеристики:

межа відносної похибки перетворювачів об'ємної витрати в робочому діапазоні витрат і в'язкості повинен бути не більше ± 0,15%;

межа допустимої основної абсолютної похибки датчика щільності повинен бути не більше ± 0,3 кг/м3;

межа допустимої абсолютної похибки вологоміра повинен бути не більше ± 0,1% об'ємної частки води;

межа допустимої відносної похибки віскозиметра повинен бути не більше ± 1,0%;

межа допустимої абсолютної похибки вимірювачів температури повинен бути не більше ± 0,2 0С;

межа допустимої відносної похибки перетворювачів тиску повинен бути не більше ± 0,5%.

Всі СІ, що входять до складу СВКН, проходять періодичну повірку не рідше 1-го разу на рік у відповідності з методиками повірки.

Турбінні перетворювачі витрати (ТПР) поверяются по ТПУ на місці експлуатації не рідше 1 разу на рік відповідно до методики.

В якості стаціонарної ТПУ використовується ТПУ 2-го розряду.

Стаціонарна ТПУ поверяется 1 раз на 2 роки по пересувний ТПУ 1-го розряду.


. 3 Технологічна схема СВКН


Нафта через засувку ЗД5 надходить у вхідний колектор блоку вимірювальних ліній. З вхідного колектора блоку вимірювальних ліній нафту через кульові крани КШ35, КШ36 або КШ34 надходить у вимірювальні лінії (2 робочі або 1 робочу і 1 резервну) і далі пройшовши фільтри Ф3, Ф4 або Ф2, струевипрямітельние секції С3, С4 або С2, турбінні перетворювачі витрат СЧ3, СЧ4 або Сч2, регулятори витрати РР3, РР4 або РР2 і крани кульові КШ44, КШ45 або КШ43 надходить у вихідний колектор блоку вимірювальних ліній. При цьому крани кульові КШ33, КШ39, КШ40 і КШ41 закриті і перевірені на герметичність.

На вихідному колекторі блоку вимірювальних ліній встановлено пробозабірний пристрій (УП) щілинного типу. Через УП, кран кульовий КШ28 і електронасос нафту подається в блок контролю якості нафти. Вихід нафти з БИК здійснюється через кран кульовий КШ29. На вихідному колекторі також встановлені індикатори фазового стану (ІФП) і вузол регулювання тиску, що складається з регулятора тиску РД, засувок ЗД7, ЗД8 і засувки ЗД6 на бейпасной лінії.

Перехід на резервну вимірювальну лінію здійснюється:

при відмові робочого ТПР;

при збільшенні похибки турбінного перетворювача витрати вище допустимої;

при порушенні роботи запірної арматури робочої вимірювальної лінії;

при неустраняемого витоках нафти в місцях з'єднань вимірювальних ліній;

при порушенні кабельної лінії між робочим ТПР та вторинної апаратурою;

засміченні фільтра (порив сітки фільтра, перевищення гранично допустимого перепаду тиску на фільтрі).

Півроку ТПР і контроль метрологічних характеристик Т...


Назад | сторінка 3 з 31 | Наступна сторінка





Схожі реферати:

  • Реферат на тему: Вимірювання показників якості. Поняття вимірювання. Характеристика вимірю ...
  • Реферат на тему: Учитель XXI століття. Яким він повинен бути ...
  • Реферат на тему: Вибір засоби вимірювання для САР тиску нафти
  • Реферат на тему: Система вимірювання кількості та показників якості нафти
  • Реферат на тему: Система вимірювань кількості та показників якості нафти