Отчет. Задача практики научится работать геодезическими приборами. Самостоятельно и правильно выполнять топографогеодезические работы. За время практики учащиеся должны научиться правильно носить,
 Скачать 438.93 Kb.
|
1 2 Содержание Введение…………………………………………………………………………...3 1 Основные методы контроля качества нефти при приеме в систему нефтепровода……………………………………………………………..……….4 1.1 Контролируемые показатели……………………………………………..… 4 1.2 Отбор проб…………………………………………………………………….9 1.3 Методы контроля…………………………………………………………….11 2Средства измерений, применяемые в системе учета и контроля качества нефти……………………………………………………………………………...14 2.1Приборы учета расхода нефти……………………………………………....14 2.2 Приборы для контроля качества нефти…….………………………………17 2.3 Приборы для измерения уровня нефти в резервуарах………………….…22 2.4Трубопоршневая поверочная установка …………………………………..25 2.5 Вспомогательное оборудование СИКН……………………………………26 3 Автоматизированное управление системой учета нефти ………………….30 3.1 Определение качества нефти с применением БИК………………………..30 3.2 Основные приборы и оборудование БИК …………………………………31 3.3 Требования обеспечения надежности измерений при работе………...…..32 Заключение……………………………………………………………………… 34 Список использованных источников ……………………………………….. 35 Введение Практика является необходимым элементом обучения. В течение неё приобретаются и усовершенствуются навыки использования приборов, приобретается и расширяется практический опыт работы, связанной с вычислениями и обработкой данных, укрепляются и систематизируются знания, полученные в течение учебного года. Практика является испытанным и эффективным средством воспитания хороших специалистов. Задача практики научится работать геодезическими приборами. Самостоятельно и правильно выполнять топографо-геодезические работы. За время практики учащиеся должны научиться правильно носить, устанавливать приборы, выполнять поверки, а так же выбирать место для установки реек, пикетных точек. Правильно распределять работу по времени, и обязанности между членами бригады. Все вычисления в полевых журналах, нужно производить аккуратно, быстро и внимательно. Цель практики заключалась в приобретении и усвоении практических навыков, на базе ранее полученных в высшем учебном заведении теоретических знаний, в условиях производственно-хозяйственной деятельности предприятия в процессе самостоятельной работы. камеральный 1Основные методы контроля качества нефти при приеме в систему нефтепровода 1.1Контролируемые показатели единый При приеме в систему магистральных нефтепроводов Российской Федерации качество нефти регламентируется ГОСТ Р 51858 и межгосударственным стандартом ГОСТ 31378 под общим названием «Нефть. Общие технические условия», в которых определены требования к качеству транспортируемой на НПЗ и экспорт нефти. Содержание свободного газа в нефти не допускается. В случае обнаружения в принимаемой нефти свободного газа прием нефти для транспортировки прекращается. По согласованию сдающей и принимающей нефть сторон допускается продолжать прием нефти, при этом на результат измерений количества нефти вводят поправку в соответствии с «Методикой введения поправки на результат измерений массы нефти при наличии свободного газа». На территории России требования к нефти, подготовленной для транспортирования потребителям, в т.ч. нефтеперерабатывающим предприятиям, установлены в нормативном документе СТ РФ 1347-2005 «Нефть. Общие технические условия», который был разработан для реализации норм закона «О нефти». Этот документ гармонизирован с нормами и положениями ГОСТ Р 51858 и приведен в соответствии с климатическими условиями, нормативного обеспечения при поставках нефти по магистральным трубопроводам и другими видами транспорта. Для проверки соответствия качества нефти требованиям действующих нормативных документов (ГОСТ, РД, особые условия, оговоренные в договорах между сторонами) проводятся приемосдаточные и периодические испытания. Приемосдаточные испытания для каждой партии нефти проводятся по следующим показателям: - плотность; - массовая доля серы; - массовая доля воды; - массовая концентрация хлористых солей; - давление насыщенных паров (только при приеме и сдаче в системе трубопроводного транспорта). При несоответствии любого из показателей требованиям указанных НД или разногласиях по этому показателю проводят повторные испытания той же пробы, если она отобрана из пробоотборника, установленного на потоке, или повторно отобранной пробы, если она отобрана из резервуара или другой емкости. Результаты повторных испытаний распространяют на всю партию. Периодические испытания выполняют в сроки, согласованные принимающей и сдающей сторонами, но не реже 1-го раза в 10 дней по следующим показателям: - массовая доля механических примесей; - давление насыщенных паров (при приеме-сдаче между смежными предприятиями нефтепроводного предприятия); - наличие сероводорода (или массовая доля сероводорода и легких меркаптанов при наличии в нефти сероводорода); - содержание хлорорганических соединений; При поставках на экспорт дополнительно определяются выход фракций и содержание парафинов При несоответствии результатов периодических испытаний по любому из показателей требованиям ГОСТ испытания переводят в категорию приемосдаточных до получения положительных результатов не менее чем в трех партиях подряд. При испытании нефти с целью контроля ее качества по нормируемым показателям, регламентируемым ГОСТ следует учитывать некоторые практические рекомендации по применению стандартизованных методов испытаний. Важнейшими характеристиками сырой нефти являются: плотность, содержание серы, фракционный состав, а также вязкость и содержание воды, хлористых солей и механических примесей. Плотность Одно из главных свойств непереработанной нефти - это ее плотность, которая зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как смолы и парафины. Для ее выражения используется как относительная плотность, выраженная в г/см3, так и плотность, выраженная в единицах Американского института нефти - API, измеряемая в градусах. Измерение плотности предусмотрено стандартами различных стран. По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе нефти и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различно. Более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая - на большее содержание парафиновых углеводородов. Углеводороды нафтеновой группы занимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество. При характеристике плотности отдельных фракций нефти следует, прежде всего, отметить возрастание плотности с увеличением температуры кипения. Наиболее качественными и ценными являются легкие сорта нефти. Чем меньше плотность нефти, тем легче процесс ее переработки и выше качество получаемых из нее нефтепродуктов. Содержание серы По содержанию серы нефть в Европе и России подразделяют на малосернистую (до 0,60%), сернистую (0,61-1,8%), высокосернистую (1,81 – 3,50%) и особо высокосернистую (3,51% и выше), в США - на сладкую (до 0,5%), среднесладкую/ среднекислую (0,51-2%) и кислую (более 2%). Классификация, принятая в США, кажущаяся на первый взгляд необычной, имеет, однако, прямое отношение к вкусу. На заре добычи нефти в Пенсильвании, получаемый из нее керосин использовался в качестве лампового масла для освещения помещений. Керосин с большим содержанием серы давал отвратительный запах при сгорании, поэтому больше ценился керосин с низким содержанием серы, сладкий на вкус. Отсюда и произошла эта терминология. Соединения серы в составе нефти, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо. Поэтому их присутствие в товарной нефти недопустимо. Фракционирование Нефть является смесью нескольких тысяч химических соединений, большинство из которых - комбинация атомов углерода и водорода - углеводороды; каждое из этих соединений характеризуется собственной температурой кипения, что является важнейшим физическим свойством нефти, широко используемым в нефтеперерабатывающей промышленности. На каждой из стадий кипения нефти испаряются определенные соединения. Соединения, испаряющиеся в заданном промежутке температуры, называются фракциями, а температуры начала и конца кипения - границами кипения фракции или пределами выкипания. Таким образом, фракционирование - это разделение сложной смеси компонентов на более простые смеси или отдельные составляющие. Фракции, выкипающие до 350°С, называют светлыми дистиллятами. Фракция, выкипающая выше 350°С, является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом. Мазут и полученные из него фракции - темные. Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования. Как правило, сырая нефть содержит следующие фракции: Мазут – температура кипения свыше 430°C Газойль - - « - 230-430°С Керосин- - « - 160-230°С Нафта - - « - 105-160°С Бензин- - « - 32-105°С Углеводородные газы- - « - менее 32°С Различные нефти сильно отличаются по составу. В легкой нефти обычно больше бензина, нафты и керосина, в тяжелых - газойля и мазута. Наиболее распространены нефти с содержанием бензина 20-30%. Содержание воды При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей. В нефти и нефтепродуктах вода может содержаться как в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении, так и в виде стойкой эмульсии, тогда приходится прибегать к специальным методам обезвоживания. Часть эмульсии улавливается ловушками, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, где из нее испаряются легкие фракции. Такие нефти получили название "амбарные". Они высокообводненные и смолистые, с большим содержанием механических примесей, трудно обезвоживаются. Присутствуя в нефти, особенно с растворенными в ней хлористыми солями, вода осложняет ее переработку. При наличии воды в карбюраторном и дизельном топливе снижается их теплотворная способность, происходит засорение и закупорка частей двигателя автомобиля или авиалайнера. Кроме того, содержание воды в масле усиливает его склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом. Содержание механических примесей Присутствие механических примесей в нефти объясняется условиями ее залегания и способами добычи. Механические примеси состоят из частиц песка, глины и других твердых пород, которые, оседая на поверхности воды, способствуют образованию нефтяной эмульсии. В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть механических примесей оседает на дне и стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность оборудования, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность. Массовая доля механических примесей до 0,005% включительно оценивается как их отсутствие. Вязкость Вязкость определяется структурой углеводородов, составляющих нефть, т.е. их природой и соотношением, она характеризует возможность распыления и перекачивания нефти и нефтепродуктов: чем ниже вязкость жидкости, тем легче осуществлять ее транспортировку по трубопроводам, производить ее переработку. Особенно важна эта характеристика для определения качества масляных фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел. Чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания. Наибольшей ценностью обладает легкая нефть с низким содержанием серы, воды, солей и механических примесей, а также с низкой вязкостью. 1.2 Отбор проб Определение показателей качества нефти осуществляется при испытаниях проб, отобранных согласно требованиям ГОСТ 2517 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб». Для отбора проб применяют пробоотборники, тип которых зависит от характеристики нефти (от давления насыщенных паров), объекта, откуда отбирается проба [2]. Переносные пробоотборники для отбора проб нефти с заданного уровня емкости должны иметь крышки или пробки, обеспечивающие их герметичность и легко открывающиеся на заданном уровне. Масса переносного пробоотборника должна быть достаточной, чтобы обеспечить его погружение в нефть. Переносной пробоотборник осматривают перед каждым отбором пробы, на нем не должно быть трещин, пробки, крышки, прокладки не должны иметь дефектов, нарушающих герметичность переносного пробоотборника. Переносной пробоотборник перед отбором проб нефти должен быть чистым и сухим. Пробоотборник ручного отбора проб из трубопровода должен содержать следующие основные узлы: - пробозаборное устройство; - запорное устройство; - пробосборник (пробоприемник). Конструкция пробозаборного устройства должна быть достаточно прочной, чтобы выдерживать изгибающие моменты под влиянием максимальной скорости потока в трубопроводе, противостоять вибрации, а также создавать минимальное возмущение потока в трубопроводе. Диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство (ПЗУ) состоит из 1–й трубки, или наименьший диаметр пробозаборной трубки, если ПЗУ состоит из нескольких трубок, должен быть: 6 мм – при кинематической вязкости нефти до 15 мм2/с (15 сСт) при температуре 200С; 12 мм – при кинематической вязкости нефти, равной или выше 15 мм2/с (15 сСт) при температуре 200С; Для обеспечения нормального режима работы насоса в контуре отбора проб диаметр ПЗУ может быть увеличен. В зависимости от привода запорного устройства применяют автоматические и ручные пробоотборники. Запорное устройство представляет собой кран, служащий для перепуска пробы через ПЗУ в пробосборник. В качестве пробосборника, предназначенного для накопления объединенной пробы при автоматическом отборе пробы, применяют сосуды под давлением (закрытые) и атмосферные сосуды (открытые) в зависимости от характеристики отбираемой нефти или выполняемого анализа. Применяют сосуды под давлением 3-х видов: с выровненным давлением; с накоплением пробы вытеснением заполняющего их водного насыщенного раствора хлористого натрия (рассола); с накоплением пробы вытеснением оставшегося в них воздуха. Сосуды под давлением 1-го и 2-го видов должны иметь предохранительный клапан для сброса избыточного давления. Атмосферный сосуд представляет собой емкость с 1-м отверстием и применяется для отбора проб нефти с ДНП не более 40 кПа (300мм рт ст). Сосуд с пробой должен герметично закрываться крышкой или пробкой. Пробосборник изготовляют из материала, стойкого к воздействию отбираемой нефти в расчете на рабочую температуру и давление, в 1,5 раза превышающее рабочее. Автоматический отбор проб осуществляется с помощью автоматических пробоотборников периодически – через равные промежутки времени – или в зависимости от скорости перекачки. Конструкция пробосборника для отбора проб нефти с ДНП более 40 кПа (300 мм рт ст) должна обеспечивать накопление пробы без контакта с воздухом и при том же давлении, что и в трубопроводе. 1.3 Методы контроля При определении качества нефтепродуктов используются рефрактометрические методы анализа, основанные на измерении показателя преломления. Определение плотности весами Вестфаля дает более точные результаты, чем ареометрический метод, и поэтому рекомендуется при лабораторном контроле качества нефтепродуктов. Необходимым условием калориметрических методов определения воды в нефтепродуктах является способность реагента вступать в реакцию с водой с выделением достаточного количества теплоты, а также его химическая инертность по отношению к углеводородным топливам и маслам. С уменьшением содержания воды необходимо использовать реагенты с большим тепловым эффектом. Довольно большие эффекты имеют простые и комплексные гидриды, пятиокись фосфора, серная кислота и др. В качестве реагента наиболее подходит гидрид кальция , так как он по сравнению с другими доступными реагентами при взаимодействии с водой имеет наибольший энергетический эффект [3] Не все элементы рассмотрены одинаково подробно. Это объясняется несколькими причинами. Во-первых, не все элементы представляют одинаковый интерес. Например, методами определения в нефтепродуктах серы, ванадия и некоторых других элементов интересуется широкий круг исследователей, в, то время как содержание висмута, кадмия, серебра определяют лишь при решении частных задач. Более детально рассмотрены элементы, обнаружение которых по тем или иным причинам представляет трудности (сера, германий и др.) Методы определения качеств и числовые величины характеристик изменяются, усложняются и становятся все более строгими и совершенными по мере развития индустрии и повышения требований к количеству сортов и качествам нефтепродуктов.[4] Химическое исследование нефтяных фракций нельзя смешивать с методами технического анализа нефтепродуктов, задачей которого является контроль за определенным качеством нефтепродукта по стандартным методам анализа. Для характеристики свойств нефтей и нефтепродуктов в ряде случаев измеряют их вязкость. Известны различные методы определения вязкости. Особенно важна эта характеристика для определения качества масляных фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел. На рис. 100 представлен прибор для определения вязкости — вискозиметр. Вода питьевая. Общие требования к организации и методам контроля качества Вода питьевая. Метод определения суммарной удельной альфа-активности радионуклидов Вода питьевая. Метод определения содержания нефтепродуктов[5] 2 Средства измерений, применяемые в системе учета и контроля качества нефти 2.1Приборы учета расхода нефти Расход - это количество вещества (жидкости, газа, пара или сыпучих материалов), протекающее через поперечное сечение потока (трубопровода) в единицу времени. Расход объемный - это объём вещества, проходящего через поперечное сечение потока за единицу времени. Единицы измерения объемного расхода (объем/время): л/мин, л/с, м3 /час и т.п. Расход массовый - это масса вещества, проходящего через поперечное сечение потока за единицу времени. Единицы измерения массового расхода (масса/время): кг/мин, г/с, т/час и т.п. Рассмотрим некоторые виды расходомеров. Поплавковый расходомер (Ротаметр)  Рисунок 1 – Ротаметр поплавковый для измерения расхода жидкости [3] Предназначен для измерения расхода жидких и газообразных средств. Является расходомером постоянного перепада давления. Данное устройство состоит из трёх элементов. 1. Корпус, представляющий собой прозрачную трубку со сквозным коническим отверстием. Снаружи на корпус нанесена вертикальная шкала – её вид установлен Госстандартом (индивидуально для всех типов измеряемых сред). Размерность градуировки – единица объёма на единицу времени (л/мин) . 2. Поплавок, который свободно перемещается внутри корпуса по направляющей и занимает определённое положение под напором жидкости или газа – разное в зависимости от интенсивности потока. Верхний срез поплавка является указателем прибора – по нему производится отсчёт при снятии результатов измерений. 3. Резьбовые штуцеры, предназначенные для монтажа устройства на трубопровод. При необходимости ротаметры оснащаются датчиками минимального и максимального значений измеряемой величины и трансмиттером сигнала. Принцип работы ротаметра : Прибор устанавливается на вертикальные трубопроводы, поток среды в которых направлен снизу вверх. Перемещающееся по трубам вещество попадает на специальные бороздки поплавка, расположенные в верхней части, и заставляет его вращаться и передвигаться вверх или вниз – направление зависит от интенсивности расхода. Устойчивое положение поплавок занимает тогда, когда сила потока становится равной силе действующей на перемещающийся по конической трубке элемент гравитации (иначе: когда вес поплавка, приходящийся на единицу площади поперечного сечения, становится равным перепаду давления). Такое «уравновешивание» возможно благодаря устройству прибора: величина зазора, по которому проходит поток среды, изменяется в зависимости от того, какое положение занимает поплавок в конической трубке. В момент установившегося равновесия снимаются показания прибора – верхний срез поплавка указывает на градуировочной шкале величину, соответствующую расходу вещества. Достоинства и недостатки ротаметра. Простота устройства ротаметров обуславливает ряд присущих им положительных характеристик [6]: Показания прибора наглядны и могут быть считаны визуально; С помощью данных устройств измеряют даже самые малые расходы. Диапазон измерения достаточно широк, причём погрешность постоянна в любой точке шкалы. Шкала прибора отградуирована равномерно. Потеря давления на всём диапазоне измерения несущественна. При изготовлении корпуса и поплавка из соответствующих материалов ротаметром можно измерить расход стерильных или агрессивных веществ. Однако у ротаметров есть и недостатки: Прибор должен располагаться лишь вертикально – в других положениях он просто не будет работать. Использование ротаметра в автоматизированной системе измерения практически невозможно – показания с неоснащённых датчиками приборов считываются оператором визуально. Устройство можно использовать для измерения расхода лишь прозрачных веществ. Положение поплавка зависит не только от интенсивности расхода, но и от плотности среды: градуировка шкалы при использовании ротаметра с вязкими веществами достаточно трудоёмка. Турбинный расходомер Предназначен для измерения объемного расхода и объема нефти, нефтепродуктов и других жидкостей в рабочих условиях . Принцип работы: Принцип действия расходомера основан на бесконтактном преобразовании скорости вращения ротора турбинного преобразователя расхода (ТПР) в электрический сигнал с частотой, пропорциональной скорости вращения и, соответственно, объемному расходу измеряемой жидкости, который воспринимается входной цепью вторичного прибора ИМ2300. ИМ2300 производит вычисление значений текущего расхода и объема жидкости при рабочих условиях, преобразование их в визуальную информацию, накопление измеренных параметров в памяти, передачу информации в автоматизированную систему сбора данных. Состав: - турбинный преобразователь расхода (ТПР); - преобразователь сигналов индукционный ПСИ-90Ф; - вторичный прибор ИМ2300; - барьер искрозащиты – для расходомера с обеспечением взрывозащиты.  Рисунок 2 – Турбинный расходомер 2.2 Приборы для контроля качества нефти Автоматические плотномеры (датчики плотности) Плотность вещества считается физической величиной, равной отношению массы к объёму. Единицей плотности в международной системе (СИ) является - кг/м3 . Применяется также внесистемная единица - т/м3 . Плотность продукта измеряется при помощи автоматических плотномеров. Наиболее распространены вибрационные плотномеры .  Рисунок 3– Вибрационный поточный плотномер FD900 Измерители плотности FD900 имеют конструкцию, позволяющую измерять плотность жидкостей или шламов в трудных и неблагоприятных условиях. Они являются пыле- и влагонепроницаемыми и пригодны для непрерывной работы на потоке. Измерение плотности является базовым измерением. На его основе путем введения соответствующих компенсаций или при помощи вычислений может быть определен удельный вес, концентрация, стандартная плотность и т.д. Измеритель разработан для обеспечения максимальной надежности и стабильности, одновременно с этим, он обладает хорошей степенью защиты от влияния температуры, давления, вибрации и положения. Чувствительный элемент FD900 состоит из двух параллельных трубок, заполненных жидкостью процесса. Эти трубы приведены в колебательное движение (возбуждающим усилителем и катушками магнитного привода) на их естественной резонансной частоте. Период этого резонанса пропорционален полной массе труб и жидкости процесса, а следовательно пропорционален и плотности жидкости [4]. Сборка датчика располагается в приборе и подключается к соединительным деталям процесса маленькими изолированными гофрированными трубками. Это облегчает монтаж и установку. Автоматические пробоотборники Автоматический пробоотборник , представляет собой пробоотборное устройство с регулируемым объемом точечных проб, обеспечивающее постоянное движение части перекачиваемой нефти или нефтепродуктов по контуру отбора проб, установленное в корпусе диспергатора . Пробоотборник автоматический устанавливается в блоке качества системы измерения количества и качества нефти (СИКН), для отбора пробы нефти или нефтепродуктов с последующим определением физикохимических показателей качества перекачиваемой нефти или нефтепродуктов аналитическим путем в лаборатории нефтегазодобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий. Отбор объединенной пробы производится автоматическими пробоотборниками, отбирающими пробы равными дозами через равные промежутки времени в течение смены за периоды с 0 до 12 часов и с 12 до 0 часов московского времени или равными дозами через заданные количества массы нефти проходящей через СИКН, в зависимости от установленного алгоритма работы пробоотборников . В случаях выхода из строя или аварийной остановки при переливе рабочего пробоотборника оператор товарный ПСП запускает в работу резервный пробоотборник. Для аварийной остановки пробоотборников предусмотрены датчики утечек в линии перелива с бачков пробоотборника в дренаж.  Рисунок 4 – Автоматический пробоотборник Автоматические вискозиметры Вязкость характеризует свойство жидкости оказывать сопротивление сдвигу при перемещении частей жидкости относительно друг друга. Единицей динамической вязкости является Па*с. Для измерения вязкости жидкостей в потоке в основном используются вибрационные вискозиметры . Вискозиметр состоит из измерительного преобразователя ПИ, электронного блока БЭ и цифрового прибора ЦИ .  Рисунок 5 – Автоматический вибрационный вискозиметр Mobrey Эксплуатационные достоинства вискозиметров вибрационного типа: Прочность конструкции; Стабильные и точные измерения; Способность работы при наличии твёрдых примесей и газа; Заводская калибровка; Отсутствие движущихся частей; Широкий выбор материалов и фитингов; Не нужна фильтрация; Не нужно текущего техобслуживания; Перекалибровки не нужны совсем или нужны редко; Нечувствительность к вибрации. Поточные влагомеры Поточные влагомеры нефти – предназначены для использования при подготовке нефти перед переработкой, а также в системах последующего контроля качества. Работа поточных влагомеров строится на измерении сопротивления эмульсии нефти, проходящей через прибор. Сопротивление при этом зависит, непосредственно, от содержания воды в нефти и нефтепродуктах.  Рисунок 6 - Автоматический поточный микроволновый влагомер товарной нефти МВН-1 Предназначен для установки как на узлах коммерческого учета нефти, так и для контроля влагосодержания на объектах подготовки транспорта нефти и газового конденсата. Солемер Применяется для измерения солесодержания проб нефти, которые были отобранных [6] : с товарных парков; с магистральных нефтепроводов; на сборных пунктах; на групповых замерных установках; на объектах подготовки нефти; из резервуаров и со скважин. Преимущества: обеспечивает точность измерения, соответствующую имеет нормированные метрологические характеристики и средства поверки; сокращает время определения солесодержания в нефти в 1,5- 2раза; автоматически обрабатывает и выдает результаты измерения на индикатор; исключает использование токсичных реактивов и лабораторное спецоборудование при работе с прибором.  Рисунок 7 – Солемер нефти автоматический Таблица 2.1– Основные технические характеристики автоматического солемера
2.3 Приборы для измерения уровня нефти в резервуарах Измерение уровня нефтепродуктов в резервуарах осуществляется при помощи буйкового уровнемера ВА-R производства KOBOLD (рисунок 4.8).  Рисунок 8 - Буйковый уровнемер ВА-R Буйковый преобразователь уровня ВА-R производства KOBOLD применяется для измерения уровня жидкостей как в открытых резервуарах, так и в емкостях под давлением. Основные технические характеристики уровнемера приведены в таблице 2 Таблица 2.2 - Основные технические характеристики уровнемера
Буйковые уровнемеры используются для измерения уровня, уровня границы раздела двух сред и плотности. В каждом из этих случаев принцип измерения основывается на плавучести буйка в жидкости. Таким образом, плотность жидкости - это ключевой фактор, от которого зависит размер буйка и стабильность показаний уровнемера. Любое отклонение от начального значения плотности среды (по которой подбирается буек) может влиять на погрешность измерений. Буйковые уровнемеры подвержены воздействию вибрации и турбулентности, а также имеют подвижные части, периодического обслуживания или замены, которые могут изнашиваться в процессе работы, деформироваться, загрязняться, что может привести к неверным показаниям переменных процесса. Затраты на техническое обслуживание таких уровнемеров могут быть достаточно высоки. Потому этот уровнемер необходимо заменить другим, более надежным, точным и дешёвым. Радарный уровнемер БАРС 352И Радарный уровнемер БАРС352И (рисунок 9) предназначен для непрерывного бесконтактного высокоточного измерения уровня различных жидких сред: светлые нефтепродукты, нефть и темные нефтепродукты, любые жидкости, едкие химические реагенты, растворители, краски, в технологических и товарных резервуарах, в том числе и в емкостях, находящихся под избыточным давлением, как автономно, так и в составе систем коммерческого учета.  Рисунок 9 - Радарный уровнемер БАРС 352И Основные функции: Высокоточное, непрерывное, бесконтактное измерение уровня контролируемой среды и преобразование результатов измерений в цифровой и аналоговый электрические сигналы; Передача преобразованных значений уровня по линиям связи (цифровым и аналоговой) на внешние устройства, которые осуществляют использование полученной измерительной информации для целей индикации результатов измерений, инвентаризации или управления процессами загрузки/выгрузки резервуара [5]. Основные технические характеристики предоставлены в таблице 2.3 Таблица 3 - Основные технические характеристики уровнемера БАРС 352И
1 2 |