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 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.
Разработка системы контроля и управления доступом к охраняемым объектам
... СКУД - это совокупность средств контроля и управления доступом, обладающих технической, информационной, программной и эксплуатационной совместимостью. Средства управления (СУ) - аппаратные средства (устройства) и программные средства, ... объекте. Учет проведенного времени на рабочем месте - позволить повысить эффективность работы ... а контроллер доступа принимает решение о разрешении или запрете ...
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 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.
Первичная переработка нефти на установке ЭЛОУ-АВТ
... которой происходит разгон на фракции. 4 Блок атмосферной перегонки нефти установки ЭЛОУ - АВТ ЭЛОУ-АВТ-6 функционирует по схеме двукратного испарения и двукратной ректификации (рисунок 2). Обезвоженная ... постоянно коалесцируя с крупными частицами диспергированной воды снижая скорость. мазут бензин перегонка нефть Промытая в слое дренажной воды эмульсия проходит уровень раздела фаз, освобождаясь от ...
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).
1.4 Технические характеристики
| Параметр | Значение |
| Измеряемая среда | Жидкость, газ, пар |
| Температура измеряемой среды | от -40 до +550 С |
| Температура окружающей среды | от -40 до +70 С |
| Допустимое давление | до 4 МПа |
| Точность измерения жидкостей | 0,6% от 0,1Qmax до Qmax / 1,35% до 0,1Qmax |
| Точность измерения газа и пара | 1,35% от 0,1Qmax до Qmax / 2,5% до 0,1Qmax |
| Диаметр условного прохода | 25/32/50/80/100/150/200/250/300 мм |
| Выходные сигналы | Частотный 0-1000(10000)Гц
Токовый 4-20 мА Цифровой RS-485 Modbus RTU |
| Виброустойчивость | вибрации частотой от 10 до 100 Гц и ускорением до 0,5g |
| Напряжение питания | 12-36 В |
| Межповерочный интервал | 3 года |
| Поверка | Проливная или беспроливная (иммитационная) |
Электрические параметры цепи приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Параметры цепи | ЕхВ | ЕхС |
| Максимальное входное напряжение, В | 26,6 | 26,6 |
| Максимальный входной ток, мА | 60 | 20 |
| Максимальная входная мощность, Вт | 1,1 | 0,4 |
| Максимальная внутренняя емкость, нФ | 200 | 2 |
| Максимальная внутренняя индуктивность, мкГн | 100 | 10 |
| Максимальная емкость колебательной линии связи, нФ | 600 | 150 |
| Максимальная индуктивность колебательной линии связи, мкГн | 5000 | 1000 |
Частотный выходной сигнал.
Общее количество импульсов, фиксируемое по частотному выходу, соответствует объему измеряемой среды, с момента начала измерения. Частота выходного сигнала соответствует текущему значению мгновенного расхода, усредненному за период времени демпфирования.
Нулевое и максимальное значения частот сигнала соответствуют значениям расходов:
0 Гц – нулевому значению измеряемого расхода;
1000…10000 Гц – максимальному значению расхода Q*max для данного типоразмера и соответствующей измеряемой среды.
Токовый (аналоговый) выходной сигнал
Аналоговый выход расходомера ЭМИС ВИХРЬ представляет собой стандартный сигнал постоянного тока 4-20 мА, линейно пропорциональный текущему объемному расходу в диапазоне расходов от 0 до Qmax. Значение выходного тока 4 мА соответствует нулевому расходу.
Цифровой выходной сигнал
Цифровой выходной сигнал обеспечивает возможность работы в сети и передачу всех измеряемых параметров.
На компьютер с установленной операционной системой Windows и программой «Монитор ЭМИС-ВИХРЬ» передаются следующие параметры:
- условный диаметр проточной части, мм;
- диапазон измеряемого расхода для воды, м3/ч;
- диапазон измеряемого расхода для воздуха, м3/ч;
- серийный номер преобразователя;
- мгновенный расход за период времени демпфирования, м3/ч ;
- накопленный (суммарный) объем измеренной среды в м3, с момента последнего включения;
- сетевой адрес преобразователя;
- скорость приема и передачи информации, бит/сек (выбирается в зависимости от расстояния до преобразователя);
- виброустойчивость в %;
- время демпфирования показаний расхода (выбирается из ряда 0,25;
- 2;
- 4;
- 8;16 с);
- измеряемая среда: жидкость, газ, пар (доступен только поверителю);
- температурный диапазон измеряемой среды °С;
- К – фактор расход среды соответствующий одному вихрю за телом обтекания;
- амплитуда сигнала от пьезоэлемента.
Преобразователи относятся к восстанавливаемым, ремонтируемым, однофункциональным изделиям.
Допустимое внешнее напряжение питания частотного выходного сигнала должно быть от 5В до 36В. Ток в цепи сигнала должен быть не более 50 мА. Рекомендуемое сопротивление нагрузочного резистора Rнагр. должно удовлетворять соотношению:
- (U-1)/0,04<Rнагр.<(U-1)/0,02, (Ом),
где: U – внешнее напряжение питания.
Мощность, потребляемая преобразователем, не превышает 1,1Вт.
преобразователь нефть расходомер
1.5 Устройство преобразователя и принцип работы
Принцип измерения основан на образовании вихрей за препятствием (телом обтекания), стоящим на пути потока среды. Согласно физическому закону Кармана, частота пульсаций вихрей за телом обтекания строго пропорциональна скорости потока измеряемой среды. За вихреобразователем расположено крыло сенсора, которое изгибается под воздействием вихрей. Изгибные напряжения воспринимает пьезоэлемент, преобразуя механический сигнал в электрический. Такой тип вихревых расходомеров носит название “Вихревые расходомеры изгибных напряжений”. Конструкция пьезоэлемента позволяет отсекать вредные сигналы вибрации и температуры на 1-ом этапе преобразования. 2-ой этап преобразования происходит в электронном блоке прибора: сигнальный процессор проводит спектральную обработку сигнала, отсекая вредные гармоники, а также проводит коррекцию полезного сигнала по температуре и числу Рейонольдса.
Преобразователь расхода (рис. 2) состоит из проточной части 1 и электронного блока 2. Проточная часть представляет собой полый цилиндр, в поперечном сечении которого установлено тело, образующее вихри 3 (вихреобразователь).
Вихреобразователь может иметь съемное исполнение (6).
За вихреобразователем расположен чувствительный элемент 5 (сенсор).
Рис. 2. Устройство преобразователей расхода со съемной и неразъемной конструкциями тел обтекания
Электронный блок 2 крепится на цилиндре проточной части с помощью трубчатого кронштейна 4. Электронные платы размещены в электронном блоке. В преобразователе реализован метод измерения расхода, основанный на измерении частоты вихрей. В цилиндре проточной части установлено тело обтекания, которое вызывает образование вихрей в набегающем потоке измеряемой среды. Вихри распространяются попеременно вдоль и сзади каждой из сторон тела обтекания. Частота срыва вихрей с тела обтекания пропорциональна скорости потока среды, а, следовательно, пропорциональна объемному расходу измеряемой среды.
Эти завихрения вызывают колебания давления измеряемой среды по обе стороны крыла сенсора. Крыло передает пульсации давления на пьезоэлемент, который преобразует их в электрические сигналы, поступающие в электронный блок. Электронный блок формирует выходные сигналы преобразователя после усиления, фильтрации, преобразований и цифровой обработки сигнала.
1.6. Обеспечение взрывозащищенности
Вид взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь» достигается за счет ограничения выходных параметров электрических цепей. Блок-схема преобразователя ЕхВ приведена на рисунке 3. Постоянное напряжение питания 12-36 В (для искробезопасного исполнения – только 26,6 В) поступает на вход преобразователя напряжения ПН, на выходе которого образуется постоянное напряжение 5В, используемое для питания других частей схемы. Диод VD1 предотвращает разряд входной ёмкости преобразователя С1 (величина порядка 15 мкФ) во внешнюю соединительную линию. Максимальное рабочее напряжение диода 40В, максимальный рабочий ток 200 мА, что не менее чем в 1,5 раз превышает одноименные параметры преобразователя (36В, 40мА).
Микропроцессор МП осуществляет все вычисления и управление вводом и выводом информации и сигналов. Перепады давления с вихреобразующего устройства с помощью пьезоэлемента ПЭ преобразуются в электрический сигнал, который поступает на вход предварительного усилителя ПУ, где усиливается и далее поступает на вход аналого-цифрового преобразователя АЦП. Для защиты входа ПУ и поглощения электрической энергии, выделяющейся в случае возможного разрушения пьезоэлемента, служат диодные цепи VD2-VD9. Питание АЦП осуществляется от гальванически развязанного источника питания с ограниченной мощностью (1 Вт) ПНИ1, а информативные сигналы передаются через оптронную развязку ОР1. Напряжение развязки оптронов составляет 2500В, напряжение развязки ПНИ1 – 1000В.
Рис. 3. Блок-схема преобразователя расхода: ПН – преобразователь напряжения; ПИ – микросхема преобразователя интерфейса; ПЭ – пьезоэлемент; ПУ – предварительный усилитель; МП – микропроцессор; АЦП аналого-цифровой преобразователь; VD1…VD9 – диоды; VD10…VD12 – стабилитроны; ОР1, ОР2, ОР3 – оптронные развязки; ПНИ1, ПНИ2 – источник питания с ограниченной мощностью; VT1 – транзистор частотного выхода
Частотный выходной сигнал формируется транзистором VT1, включенным по схеме с открытым коллектором. Базовая цепь транзистора управляется через оптронную развязку ОР3. Напряжение развязки оптрона составляет 2500В. Стабилитрон VD12 служит для защиты транзистора от пробоя по превышению напряжения в случае индуктивной нагрузки. Выход является пассивным и не может создать искры во внешней цепи. Уровень взрывозащиты по данному выходу полностью определяется внешними подключенными цепями (источником питания и нагрузкой).
Преобразователь снабжен цифровым интерфейсом RS-485. Питание микросхемы цифрового интерфейса RS485 АЦП осуществляется от гальванически развязанного источника питания с ограниченной мощностью (1Вт) ПНИ2, а информативные сигналы передаются через оптронную развязку ОР2. Напряжение развязки оптронов составляет 2500В, напряжение развязки ПНИ2 – 1000В. Максимальное напряжение, которое может поступить во внешние цепи, составляет 5,25В, а максимальный ток ограничен внутренними цепями микросхемы преобразователя интерфейса ПИ (Микросхема AD485, производитель Analog Devices или аналогичная) на уровне от 7 до 85 мА. Стабилитроны VD10, VD11 с напряжением стабилизации 12В служат для дополнительной защиты в случае выхода из строя микросхемы ПИ.
Преобразователи исполнения ЕхС отличаются тем, что с целью снижения потребляемой мощности гальваническое разделение интерфейса RS 485 и предварительного усиления отсутствует.
1.7 Подключение к контрольному и регистрирующему оборудованию
Расходомеры «ЭМИС-ВИХРЬ» используются совместно с различными типами функциональной аппаратуры. На рис. показаны типичные примеры. В зависимости от индивидуальных требований и характеристик могут быть реализованы соединения со многими другими приборами (рис.4).
Рис. 4. Подключение расходомера ЭМИС-ВИХРЬ
2. Практическая часть
2.1 Расчет действительного значения расхода, измеряемого вихревым расходомером ЭМИС-ВИХРЬ
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.
Для газового потока вычисляется по формуле
где T0, P0 – расчетные температуры (К) и давление (в абсолютных единицах); P и – текущие давление (избыточное) и температура, 0С. Для насыщенного пара в диапазоне давлений 2.5 – 8.5 кгс/см2 плотность зависит только от давления:
Задав номинальное значение P, можно по этой формуле рассчитать 0, а затем в процессе измерений рассчитать фактическую плотность, соответствующую текущему значению P, и вносить поправку на изменение условий.
Для перегретого пара при давлении 5-18 кгс/см2 и температуре 170-280 0С плотность пара является функцией давления и температуры:
Формула (5) используется для расчета расходов жидкостей, а формула (6) – для расчета расходов паровых и газовых потоков.
Пусть в УВМ по каналу измерения расхода перегретого пара на очередном такте опроса поступил сигнал (код АЦП), равный 768 ( =768).
В качестве измерительного преобразователя расхода использован вихревой расходомер ЭМИС-ВИХРЬ ЭВ200, рассчитанный на предельный номинальный перепад давления 20 кПа и расход Fmax=288 м3/ч.
Поскольку измеряется расход перегретого пара, то для расчета поправочного коэффициента Kp в УВМ необходимо также ввести давление и температуру пара перед диафрагмой.
По каналу измерения давления на данном такте опроса в УВМ поступил сигнал (код АЦП), равный 768 ( =768).
По каналу измерения температуры на данном такте опроса в УВМ поступил сигнал (код АЦП), равный 816 ( =816).
Аналого-цифровые преобразователи по каналам расхода, давления и температуры – 12 разрядные ( =4096)
Требуется определить действительное значение расхода.
Для расчета расхода перегретого пара используем формулу (1).
Численные значения входящих в нее величин:
- =768;
- =4096;
- Fmax=288 м3/ч;
- .
= 0.81 кг/м3 (величина, определяемая по таблицам при расчетных давлениях и температуре);
- величина, определяемая по формуле (4) при давлении и температуре, соответствующим реальным условиям измерения.
Согласно формуле (4), является функцией давления и температуры. Следовательно, вначале по заданным кодам =768 и =816 определяем давление и температуру в объекте.
Давление. Для расчета величин давления по коду АЦП используем формулу
кгс/см2
Температура пара измеряется хромель-алюмелевой термопарой Таблица 1
| Датчик | Полином | Диапазон аппроксимации, 0С | Максимальная абсолютная ошибка аппроксимации, 0С | Относительная ошибка, % |
| Термопара хромель-копель | P2(y)=-0.03y2+13.75y+3.01 | 0600 | 3.0 | 0.5 |
| Термопара хромель-алюмель | P2(y)=-0.011y2+23.6y+4.87 | 01100 | 4.87 | 0.4 |
| Платиновый термометр сопротивления IIа | P2(y)=0.011y2+2.34y-241.3 | -200500 | 0.303 | 0.06 |
Согласно табл. 1, градуировочная характеристика ХА аппроксимируется следующим полиномом:
- где х=, 0С – температура в объекте; y – термоЭДС термопары.
Учитывая (10) и (11), получим:
Численные значения входящих в формулу (8) величин:
- =4096;
- y1max=12 В;
- .
где ymax – максимальное значение выходного сигнала термопары (ТЭДС) при температуре 400 0С.
По градуировочным таблицам имеем ymax = 16.39.
Следовательно,
Подставляя значения, и, ymax в (8), получим:
Подставляя найденные значения P и в (4), найдем плотность пара при условиях измерения:
Зная 0 и g, определяем поправочный коэффициент
Используя формулу (5), определяем действительное значение расхода:
Заключение
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.
Список использованной литературы
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovaya/rashodomeryi/
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
Просмотров: 6
