Модернизация автоматизированной замерной установки УЗМ. Кориолисовый расходомер-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Технические характеристики

Измеряемая среда - природный газ, попутный нефтяной газ и другие, неагрессивные к стали марки 12Х18Н10Т, газы (водяной пар, сжатый воздух, азот, кислород и т.п.) с параметрами:
- избыточное давление, МПа ......................................................... до 2,5;
- плотность при стандартных условиях, кг/м3, не менее …………… 0,6;
- содержание механических примесей, мг/м3, не более ..................... 50;
- температура, °С ............................................ от минус 40 до плюс 250.
Чувствительными элементами датчика расхода являются два пьезоэлектрические датчика давления типа 014МТ или 018, или 019 (ТУ 24.07.00.000), встроенные в корпус преобразователя датчика расхода заподлицо* с внутренней поверхностью проточной части корпуса преобразователя.
Токовый выход 4-20 мА, гальванически развязанный от остальных цепей и корпуса датчика расхода, соответствует диапазону расходов от 0 до Qэ max.
Основная относительная погрешность преобразования датчика расхода по импульсному выходу не превышает:
- в диапазоне от Qmin до 0,1Qmax ............................................... ±1,5 %;
- в диапазоне от 0,1Qmax до 0,9Qmax ......................................... ±1,0 %;
- в диапазоне от 0,9Qmax до Qmax .............................................. ±1,5 %.
Основная приведенная погрешность преобразования датчика расхода по токовому выходу в диапазоне эксплуатационных расходов не превышает ±1,5%.
Дополнительная погрешность датчика расхода от изменения температуры измеряемой среды от 20 °С до любого значения в диапазоне от 50 до 250 °С, не более ±0,065 % на каждые 10 °С изменения температуры (изменение температуры в диапазоне от минус 40 до плюс 50 °С является не влияющим фактором).

Устройство и работа

Датчик расхода работает следующим образом. Набегающий поток газа образует за телом обтекания, находящимся в проточной части датчика расхода, 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 (пьезоэлектрические датчики давления), воспринимающие пульсации давления при срыве очередного вихря.
Плата преобразования датчика расхода осуществляет усиление, фильтрацию, масштабирование сигналов с пьезоэлектрических датчиков давления и обеспечивает на выходе последовательность импульсов с нормированной ценой 0,0001; 0,001 или 0,01 м3/имп. (в соответствии с типоразмером датчика расхода). Подключение датчика расхода осуществляется посредством клеммной колодки.
Эксплуатационные ограничения

Датчик расхода допускает эксплуатацию при температуре окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50 °С и влажности до 95 % при температуре 35 °С. Устанавливается в помещении или на открытом воздухе (под навесом).
Трубопровод в месте установки датчика расхода не должен испытывать постоянно действующих вибраций, ударов, влияющих на работу датчика расхода. Допустимый уровень вибрации частой до 55 Гц и амплитудой до 0,35 мм.
ВЛАГОМЕРЫ серии ВСН

“Во многих НГДУ нефть до товарной кондиции доводится в цехах комплексной подготовки нефти. Содержание воды в нефти, поступающей в цех с промыслов, может колебаться в течение суток в широких пределах.
Добыча нефти с промыслов контролируется по количеству извлеченной из недр жидкости. По данным геологических служб и оперативным замерам влажности продукции скважин, выполняемым 2-3 раза в месяц, определяется обводненность скважин каждого промысла отдельно. Однако эти данные не отражают суточного колебания влажности нефти, добываемой промыслом.
Вместе с тем оперативный суточный промысловый учет добычи по нетто нефти особенно необходим в случаях, когда нефть с нескольких промыслов поступает в единый цех ее подготовки. Организация суточного учета добычи позволяет учитывать работу промыслов и бригад по конечному продукту (по нетто нефти), стимулирует промыслы сокращать непроизводительные расходы и себестоимость добычи нефти.
В НГДУ «Азнакаевскнефть» АО «Татнефть» продукция с трех промыслов поступает в единый цех комплексной подготовки и перекачки нефти(ЦКППН). Содержание воды в нефти с первого, второго и третьего промыслов изменяется соответственно от 89 до 95, от 3 до 25 и от 35 до 58%. Добыча по нетто нефти учитывается каждым промыслом с 1994г. с помощью автоматических поточных влагомеров сырой нефти ВСН-1 производства НПП «Нефтесервисприбор»(г.Саратов) и расходомером типа «Норд» и «Турбоквант».
Влагомеры ВСН-1 непрерывно измеряют мгновенную влажность поступающей жидкости, позволяют рассчитать среднюю влажность и количество нетто нефти за заданный интервал времени пропорционально расходу поступающей жидкости. Временной интервал снятия показаний задается производственно – технологической службой. Нетто нефти, а также брутто жидкости с каждого промысла в накопительном режиме автоматически вычисляется каждым влагомером. Показания нетто нефти за сутки снимаются операторами и заносятся в суточный рапорт добычи нефти по ЦКППН. Значения нетто нефти по каждому промыслу автоматически передаются по линии телемеханики на центральный диспетчерский пункт. . . .
. . . влагомеры ВСН-1 работают в НГДУ «Азнакаевскнефть» в режиме промыслового учета по нетто нефти 2,5 года. За этот период они подтвердили надежность работы и необходимую точность измерения.
. . . принятая методика расчета суточного поступления нетто нефти в ЦКППН по данным системы КОР-ВОЛ имеет значительную случайную погрешность. Ее можно уменьшить путем прямого измерения поступающей в ЦКППН за сутки жидкости и расчета на основе этого нетто нефти. Поэтому руководством НГДУ «Азнакаевскнефть» принято решение всю продукцию, поступающую с трех промыслов, измерять оперативным узлом учета, оснащенным расходомерами и влагомерами ВСН-1.“
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 4/1998,«Организация промыслового учета добычи нетто нефти с использованием влагомеров ВСН-1», Р.Н.Файзуллин, Ф.М. Закиев (НГДУ «Азнакаевскнефть»), И.Ф.Алексеев, А.Г.Грачев (НПП «Нефтесервисприбор»).
Как средство измерения влагомеры ВСН сертифицированы Госстандартом РФ:
номер в Государственном реестре – 24604 - 03.
Технические решения, примененные во влагомерах ВСН, защищены патентами РФ.
Результаты измерений и вычислений представляются на матричном дисплее блока обработки влагомера. Информация о средней влажности и объеме чистой нефти, по запросу пользователя может передаваться на систему телемеханики(сухой контакт, RS485) и самопишущий прибор(4-20мА). Уставка предельной влажности может быть задана во всем диапазоне измерения влажности. Отстой свободной воды перед измерением влажности не требуется.
Основные технические характеристики Базовая модель ВСН-2-50

диапазон измерения влажности нефти, объемная доля, % …..........0-100
пределы основной абсолютной погрешности,объемная
доля, % в поддиапазонах:
от 0 до 60………............................................................................ 2,4
свыше 60 до 100……………………………………………..………4,0
Модификации: ВСН-2 -50/10
диапазон измерения влажности нефти, объемная доля, % …......... 0-10
пределы основной абсолютной погрешности, объемная доля, % 0,6
ВСН-2 -50/30
диапазон измерения влажности нефти, объемная доля, %.............0-30
пределы основной абсолютной погрешности, объемная доля, %....1,2
максимальное расстояние от первичного измерительного
преобразователя до блока обработки, м………………………………500
режим работы влагомер…………………………………..непрерывный
электропитание от сети переменного тока:
напряжение, В…………………………………………………от 130 до 260
частота, Гц…………………………………………………………….50 ± 2
потребляемая мощность, Вт, не более………………………………30
масса, кг, не более, первичный измерительный
преобразователь…………………………………………………………..10
блок обработки……………………………………………………………..3
исполнение измерительного преобразователя взрывозащищенное
условный проходной диаметр первичного
измерительного преобразователя, мм…………………………………...50
Параметры контролируемой среды
диапазон температур, °С………………………………….от +5 до +60


плотность, вязкость, содержание парафина, смол, солей не ограничивается
содержание свободного газа, при котором обеспечивается
заданная точность, объемная доля ,%, не более ....................... 1,0
рабочее давление, МПа, не более ...4,0
скорость потока через первичный преобразователь
влагомера, м/с, в пределах .................................... 1 - 2,5

Монтаж первичного преобразователя влагомера всн-2 50
На вертикальном учаске трубопровода.
Первичный преобразователь 4 (датчик) влагомера ВСН-2-50 устанавливается на вертикальном участке байпасной измерительной линии с условным проходным сечением Ду50. Направление потока снизу-верх. Для обеспечения потока в измерительной ветви, на основном (магистральном ) трубопроводе должна быть секущая задвижка с помощью которой обеспечивается скорость потока и однородность жидкости в измерительной ветви и две задвижки для техобслуживания, дающие возможность демонтажа датчика для чистки измерительного электрода от загрязнений и его контроля на наличие механических повреждений. Скорость потока контролируется расходомером 7 (Vлин. =1-2,5м/сек).
Для обеспечения представительности отбираемых ходовых проб при проведении градуировочных (настроечных) работ и контрольных проб при сличении показаний влагомера с результатами хим.- аналитической лаборатории в измерительной ветви рядом с датчикам устанавливается пробозаборное устройство 3 по ГОСТ 2517-85. Для контроля температуры на магистральном трубопроводе желательно наличие термометра. В целях исключения механических повреждений датчик рекомендуется устанавливать после фильтра.
Датчик желательно установить в отапливаемом блок боксе или в утеплённом шкафу.
Блок обработки устанавливается в операторной; Соединение датчика с блоком обработки проводится с использованием трехжильного кабеля (см. паспорт). Все электрические расключения желательно проводить с использованием клеммных коробок (в комплект не входят);
1. Фильтр
2. Расходомер
3. Пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-85 4. Пробоотборный кран с пробозаборной трубкой
5. Первичный измерительный преобразователь ВСН-2-50
6.Отвод Ду50
7.З Расходомер (“Норд”, ”ТУРБОКВАНТ”, “ТОР-50”)
8. Кран для сброса свободного газа
9. Задвижка
10. Термометр


Кориолисовый расходомер

Массовый расходомер представляет для пользователя особый интерес, так как по своему принципу работы обеспечивает прямое измерение массового расхода, без предварительного замера плотности и объёма.
Принцип измерений (кориолисовы силы) не зависит от физических характеристик жидкости (вязкости, температуры, давления и электропроводимости). Данный прибор является идеальным средством для измерения расхода, плотности и дозирования нефтепродуктов, углеводородов, спиртов и тому подобных жидкостей.
Линия массовых расходомеров представлена моделью. Trio-Mass (Ду 15…150), которая выпускаются как в компактном исполнении FMC2000 , так и раздельной версии FМС1000. В случае раздельной версии вторичный преобразователь представляет собой отдельный конструктивный блок и может относиться от точки измерений на расстояние до 300 м (EEx- 120м).
Массовые кориолисовые расходомеры модели TRIO-Mass предназначены для прямого измерения массового расхода и плотности в жидкостях, в том числе с нулевой проводимостью. Типоразмеры первичных преобразователей (диаметр условного прохода): от 15 до 150 мм.
Расходомеры модели TRIO-Mass представлены как раздельной, так и компактной конструкциями.
Точность измерений:
 - расхода, в зависимости от заказа может быть 0,4%; 0,25%; 0,15% от измеренной величины;
 - плотности -1 или 5 г/л
Условия работы: стандартное исполнение предусматривает работу до 180 °С и 40 бар, специальное – до 100 бар.
Выходные сигналы: аналоговый, импульсный, дискретный. Каналы связи: RS 232/485, HART- протокол и шина PROFIBUS
Версии программного обеспечения:
 • расходомер-плотномер STANDARD
 • плотномер- концентратомер DENSI
 • дозатор FILL
Модели FCM2000 представляет собой экономичный и простой массовый расходомер, который может быть выполнен как в компактной, так и раздельной версиях. Компактный вариант позволяет снизить затраты на монтаж и кабель связи; информация о расходе считывается прямо с прибора и его монтаж не требует большого пространства.
Действие модели FCM2000 основано на кориолисовом принципе.
Конструкция расходомера имеет следующие преимущества:
  отсутствие требований по прямолинейности входного и выходного участка трубы;
  массивный жесткий внешний корпус надежно защищает от осевых и фланцевых нагрузок и вибраций трубопровода;
  широкий диапазон типоразмеров первичного преобразователя от Ду15 до Ду150;
  различные типы присоединения к трубе;
  два раздельных аналоговых выхода для текущих значений расхода и плотности, импульсный выход от счетчика расхода;
  контактные входы и выходы;
  HART протокол;
  исполнение для взрывоопасных зон: тип искрозащиты выходного сигнала может быть выбран, изменен как “i” или “e” и определяется техническими требованиями установки;
  сертифицированный по EHEGD DSP-конвертер.

Цифровой конвертер обработки сигналов (DSP)

Конвертер включает в себя цифровой микропроцессор обработки сигналов, позволяющий проводить измерения массового расхода и плотности с высокой плотностью. Сигнал от кориолисового сенсора конвертируется в цифровой сигнал без промежуточного преобразования в аналоговый.
Превосходная стабильность и надежность вместе с быстрой обработкой сигнала без промежуточных аналогово-цифровых преобразований успешно производится новой моделью DSP-конвертера.
Существенным преимуществом прибора является наличие функций самодиагностики первичного и вторичного преобразователей вкупе с абсолютной стабильностью нуля.
Данная модель особо эффективна в следующих случаях:
  необходимость измерений расхода с высокой плотностью;
  необходимость измерений плотности жидкости;
  в случае приготовления смесей из нескольких компонентов по специальному рецепту;
  жидкость не имеет электрической проводимости или с высокой вязкостью или имеет в твердые частицы; в процессах розлива-дозирования.
Принцип действия

При протекании в принудительно вибрирующей трубе потока с определенным значением массы, в поперечном сечении начинает действовать кориолисова сила, как это указано на рисунке ниже
Величина изгиба трубы, вызванная действием этой силы прямо пропорционально скорости течения и измеряется оптимально позиционированным сенсором.
Трубки-сенсоры первичного преобразователя постоянно вибрируют с частотой, соответствующей значению резонансных колебаний системы. Данное значение является функцией геометрической формы, механических характеристик материала трубы, а также массы протекающей жидкости, что обеспечивает точное измерение плотности.