МОНТАЖ  ТЕХНИЧЕСКИХ  СРЕДСТВ  ИЗМЕРЕНИЯ  УРОВНЯ  НЕФТИ

Дегтярев  Роман  Михайлович

Истомин  Андрей  Александрович

Карболин  Иван  Алексеевич

студенты  2  курса  кафедры  ЕНОТД  филиала  ТюмГНГУ  в  г.  Новый  Уренгой,  РФ,  Ямало-Ненецкий  автономный  округ,  г.  Новый  Уренгой

Латышев  Виктор  Александрович

научный  руководитель,  канд.  тех.  наук,  доцент  кафедры  ЕНОТД  филиала  ТюмГНГУ  в  г.  Новый  Уренгой,  РФ,  Ямало-Ненецкий  автономный  округ,  г.  Новый  Уренгой

E -mail:  viklat@yandex.ru

Введение.

Важнейшим  условием  нормального  функционирования  систем  автоматического  управления  сбором,  хранения,  подготовки  и  транспорта  углеводородного  сырья  является  получение  информации,  правильно  отображающей  состояние  объекта  управления.  В  работе  рассматриваются  вопросы  монтажа  первичного  и  вторичного  преобразователей  для  измерения  уровня  нефти.  Нефть  имеет  свои  оригинальные  физические  величины,  поэтому  при  подборе  средств  измерений  не  могут  применяться  обычные  методы.  Для  нефти  характерны  такие  свойства  как:  1)  плотность;  2)  молекулярная  масса  (вес);  3)  вязкость;  4)  температуры  вспышки,  воспламенения  и  самовоспламенения;  5)  температуры  застывания,  помутнения  и  начала  кристаллизации;  6)  электрические  или  диэлектрические  свойства;  7)  оптические  свойства;  8)  растворимость  и  растворяющая  способность.

Цель  работы :  Анализ  особенностей  монтажа  технических  средств  измерения  в  нефтепромысловых  емкостях  —  резервуарах.

Задачи:  1).  Ознакомиться  с  основным  оборудованием  объекта  измерения;

2).  Выбрать  тип  и  способ  монтажа  первичного  преобразователя;

3).  Выбрать  тип  и  способ  монтажа  вторичного  преобразователя.

Основная  часть.

Физические  характеристики  нефти,  перечисленные  выше,  делают  неэффективным  использование  приборов  измерения  по  отдельности  и  проводят  к  необходимости  установки  комбинации  приборов  в  защитных  корпусах  и  чехлах,  а  также  применение  дистанционных  устройств  измерения  для  определения  уровня  нефти  в  резервуарах.  Объединение  в  одну  систему  измерения  нескольких  методов,  типов  и  конструкций  устройств  приводит  к  возникновению  различного  рода  помех,  которые  можно  устранить  только  путем  установки  специальных  технических  средств  измерения  и  использованием  систематических  измерений  [2,  с.  25].  С  учетом  рассмотренных  выше  особенностей  измерения  уровня  принимаем  к  использованию  радарный  уровнемер  фирмы  Rosemount,  который  устанавливают  в  резервуары  для  оценки  количества  нефти  [3,  с.  28].  В  виде  первичного  преобразователя  он  использует  антенну,  изображенную  на  рис.  1.  При  монтаже  радарного  уровнемера  следует  принимать  во  внимание  следующие  факторы:

·     необходимо  избегать  каких-либо  препятствий  в  зоне  распространения  радарного  луча;

·     устанавливать  уровнемер  нужно  как  можно  дальше  от  впускных  патрубков  для  налива  продукта;

·     для  уменьшения  влияния  турбулентности  на  процесс  измерений  применять  успокоительные  или  байпасные  устройства;

·     для  получения  наиболее  сильного  отраженного  эхо  —  сигнала  использовать  антенну  как  можно  большего  диаметра;

·     располагать  край  антенны  ниже  края  патрубка.

Для  более  эффективной  работы  уровнемера  и  обеспечения  максимально  точных  измерений  антенна  должна  выступать  из  патрубка  не  менее  чем  на  10  мм  (см.  рис.  2),  в  противном  случае  необходимо  использовать  удлиненную  коническую  антенну.  Уровнемер  крепится  сверху  резервуара.

Рисунок  1.  Конструкция  уровнемера  Rosemount   серии  5600

Место  монтажа  уровнемера  должно  удовлетворять  требованиям  свободного  распространения  микроволнового  излучения  и  обеспечивать  доступ  к  уровнемеру  в  случае  проведения  обслуживания  [3,  с.  40].

Рисунок  2.  Установка  уровнемера

На  рис.  3  представлена  схема  установки  радарного  уровнемера  в  резервуары  для  хранения  нефтепродуктов.  Для  защиты  и  контроля  используют  дополнительные  многоточечные  датчики  температуры,  работа  и  измерение  которых  передаются  на  сервер  и  на  монитор  оператора.

Рисунок  3.  Схема  установки  радарного  уровнемера

В  нашем  случае  первичным  преобразователем  уровня  является  радарный  уровнемер.  Радарный  луч  проникает  через  пену,  изолирующие  прокладки  и  не  подвержен  влиянию  паров  нефтепродуктов.  Радарный  уровнемер  не  контактирует  непосредственно  с  измеряемой  средой,  а  значит,  нечувствителен  к  изменению  характеристик  среды,  он  обладает  высокой  точностью  измерения  и  нуждается  в  минимальном  техническом  обслуживании.  В  качестве  недостатка  можно  отметить  их  относительно  высокую  стоимость,  а  также  неспособность  измерять  уровень  подтоварной  воды.  В  качестве  альтернативы  возможно  измерение  уровня  нефтепродуктов  при  помощи  волноводных  радарных  уровнемеров.  Излучаемый  сигнал  при  этом  распространяется  по  специальному  волноводу  (гибкий  или  жесткий  металлический  стержень).  Такой  уровнемер  обладает  практически  всеми  достоинствами  радиолокационных  уровнемеров,  хотя  и  требует  больших  затрат  при  монтаже  и  демонтаже  на  резервуаре.  Отдельным  достоинством  можно  отметить  способность  одновременного  измерения  кроме  уровня  нефтепродуктов  также  и  уровня  подтоварной  воды.

Многоточечный  датчик  температуры  имеет  несколько  сенсоров  (рис.  4),  распределенных  по  всей  глубине  резервуара,  что  позволяет  с  большей  точностью  контролировать  неоднородность  температуры  нефтепродуктов,  а  также  рассчитать  среднюю  температуру  нефтепродуктов  в  резервуаре. 

Рисунок  4.  Мостовая  схема  системы  контроля  уровня:  1  —  радарный  уровнемер;  2  —  многоточечный  датчик  температуры;  3  —  датчик  гидростатического  давления  или  плотномер;  4  —  датчик  избыточного  давления  паров  нефтепродуктов;  5  —  сигнализатор  максимально  допустимого  уровня;  6  —  предохранительный  воздушный  клапан;  7  —  автоматический  отсечной  клапан;  8  —  ручной  отсечной  клапан

Датчик  гидростатического  давления  (плотномер)  позволяет  рассчитать  (измерить)  плотность  нефтепродуктов  в  резервуаре.  Данные  по  температуре  и  плотности  нефтепродуктов  необходимы  для  расчета  объема  и/или  массы  нефтепродуктов.  Так  как  резервуары  изолированы  от  атмосферы,  необходимо  измерять  давление  паров  нефтепродуктов,  с  этой  целью  в  верхнюю  часть  резервуара  устанавливается  датчик  избыточного  давления.

Сигнализатор  максимально  допустимого  уровня  предназначен  для  независимого  от  основного  уровнемера  измерения  уровня,  при  достижении  которого  создается  угроза  нарушения  герметичности  резервуара  или  поломки  оборудования.  Показания  сигнализатора  отображаются  в  АСУТП,  а  защитные  функции  по  предотвращению  перелива  реализуются  через  ПАЗ.  Предлагается  использовать  сигнализаторы  емкостного  типа.  Среда  при  достижении  сенсора  изменяет  его  электроемкость,  происходит  выдача  сигнала  в  контроллер.

Вторичным  преобразователем  является  устройство  переводящее  сигнал  в  электронную  форму  и  выводящий  значение.  На  устройстве  Rosemount  5600  имеется  дисплейная  панель  (рис.  5),  имеющая  три  модификации:

·     устанавливается  непосредственно  на  уровнемере;

·     устанавливается  на  удалении  (расстояние  до  100  м);

·     устанавливается  на  удалении  с  дополнительной  температурной  картой  внутри  панели.  Такая  карта  позволяет  подключить  к  уровнемеру  до  6  датчиков  температуры.

Рисунок  5.  Дисплейная  панель  2210

При  помощи  четырех  клавиш  обеспечивается  доступ  к  выполнению  конфигурирования,  сервисных  функций  и  мониторинга  уровня.  Также  дисплейная  панель  может  использоваться  для  отображения  результатов  измерений  в  резервуаре,  осуществления  перехода  из  одного  меню  в  другое  и  выбора  различных  функций  настройки  и  конфигурирования  [3,  c.  77].  В  функции  вторичного  преобразователя  также  входит  передача  значений  на  ПК  и  систему  управления.  В  данном  устройстве  он  может  передавать  информацию  по  унифицированному  цифровому  сигналу  типа  HART  (рис.  6а)  или  по  протоколу  шины  Fieldbus  (рис.  6б).

Рисунок  6.  Интеграция  данных  с  протоколами  HART   и  Fieldbus

Более  подробная  схема  по  подключению  активного  искробезопасного  выхода  по  системе  Hart  приведена  на  рис.  7.  Активная  схема  подразумевает,  что  датчик  имеет  свой  источник  питания  без  дополнительных  контуров.  Пассивная  должна  иметь  свой  внешний  контур  питания,  который  устанавливается  после  искрозащиты.

Рисунок  7.  Схема  подключения  активная,  искробезопасная  с  выходом  HART

В  заключение  необходимо  отметить,  что  монтаж  технических  средств  измерения  должен  осуществляться  по  функциональной  схеме  автоматизации  и  технической  документации  на  объект  в  соответствии  с  требованиями  стандартов  и  ГОСТ  [1,  с.  124].

Список  литературы:

1.ГОСТ  2.701-91  [СТ  СЭВ  2182-91].  Обозначения  буквенно-цифровые  в  электрических  схемах.  М.:  Изд-во  стандартов,  2008.  —  213  с.

2.Исакович  Р.Я.,  Логинов  В.И.,  Попадько  В.Е.  Автоматизация  технологических  процессов  в  нефтяной  и  газовой  промышленности.  М.:  Энергоатомиздат,  1996.  —  376  с. 

3.SIMATIC  Industrial  Automation  Systems.  —  [Электронный  ресурс]  —  Режим  доступа.  —  URL:  http:  //www.  automation.  siemens.com/mcms/automation/en/Pages/Default.  aspx   (дата  обращения  12.12.2014).