о колектора відбирається через щілинне пробозабірний пристрій (ПЗУ) і надходить на блок вимірювання якості нафти.
Нафта від пробозабірний пристрою через вхідні засувку ЗД101, фільтри надходить на насоси і далі через зворотні клапани і кульовий кран на густиноміри Пл101, Пл102. На виході плотномера встановлено вузол підключення пикнометрическим стенду, що складається з кульових кранів К182, К183, К184, К185. Далі нафта надходить на автоматичний пробовідбірник ПА, диспергатор Д101 з вентилем ручного відбору проб і на вологоміри Вл101, Вл102.
З виходу вологоміра нафту послідовно надходить на потоковий віскозиметр Вз101, ультразвуковий витратомір індикатор УПР101 і через регулятор витрати РР101 на вихід блоку контролю якості нафти і через вихідну засувку ЗД102 у вхідний колектор БІЛ.
Тиск і температура нафти вимірюються відповідно перетворювачем тиску ДД101 і перетворювачами температури ДТ101, ДТ102.
Рис.2 Структурна схема БИК
.3 Структурна схема СОІ
Структурна схема з'єднань СОІ СВКН представлена ??на малюнку 2.3.
Система обробки інформації складається з комплексу засобів обробки інформації, пристроїв введення та виведення інформації, пристроїв сполучення, індикації та реєстрації результатів, блоків живлення та іскрозахисту, вторинних приладів і допоміжних пристроїв.
Устаткування СОІ розташовується в приладових шафах:
- шафа приладовий №1 -ШОІ;
шафа приладовий №2 - вторинної апаратури;
шафа приладовий №3 - керування і сигналізації;
шафа приладовий №4 - шафа контролера;
шафа приладовий №5 -шафа АРМ.
Сигнали від ПР, перетворювачів тиску і температури блоку вимірювальних ліній, а також сигнали від плотномеров, вологомірів, віскозиметра, перетворювачів температури і тиску, змонтованих в БИК, надходять на вимірювально-обчислювальний комплекс (ІСК) ШОІ. Управління чотирьохходові краном і обробка сигналів ТПУ здійснюються так само ШОІ.
Управління засувками і регуляторами витрати здійснюється контролером Simatic, пов'язаним по інтерфейсу RS 232 з робочим місцем «АРМ оператора».
Об'ємно-масовий динамічний метод вимірювання кількості нафти заснований на одночасному вимірюванні об'єму і щільності нафти. Потік нафти впливає на турбіну ПР і створює в магнітоіндукціонний датчику пропорційний йому частотно-імпульсний сигнал, який надходить на ІВК.
ІВК, на яку надходять також сигнали з датчиків плотномеров, віскозиметра, тиску і температури, обробляє інформацію, що надходить і видає дані на дисплей і друкувальний пристрій, виконує управління ТПУ і формування звітів, здійснює постійний контроль над процесом вимірювання параметрів, відстежує зміни параметрів нафти і, у разі відхилення від встановлених значень, видає інформацію оператору на дисплей і блок аварійної сигналізації.
Оператор управляє процесом з ПК. Якщо показання включеного на лінії плотномера перевищують задані межі, блок аварійної сигналізації видає сигнал відмови плотномера. Оператор включає в роботу резервний щільномір.
Измерительно-обчислювальний комплекс ШОІ дозволяє виробляти повірку, КМХ ПР по закладеної в ньому програмою.
Контроль роботи обладнання здійснюється з приладового щита і дисплея, у разі відмов і відхилень від норми інформація-попередження видається на монітор АРМ оператора.
АРМ забезпечує:
двосторонній зв'язок з ІВК;
візуалізацію в реальному часі метрологічних і технологічних параметрів у процесі обліку нафти;
управління запірною арматурою;
управління регуляторами витрати;
оповіщення персоналу у разі виходу параметрів за допустимі межі, аварійних ситуаціях і порушенні технологічного режиму з реєстрацією в базі даних;
формування, друк та зберігання протягом 12 місяців:
) паспортів якості нафти;
) актів прийому-здачі нафти;
) протоколів повірки ПР по ТПУ;
Рис. 3 Структурна схема з'єднань СОІ СВКН
) журналів контролю ПР по ТПУ;
) режимних листів;
) всіх типів звітів (поточних, оперативних, змінних, добових);
) інтеграцію вузла обліку нафти в корпоративну інформаційну мережу підприємства;
) передачу інформації на верхній рівень.
Друк звітної документ...
