Рабочий диапазон вихревых расходомеров

Принцип действия вихревого расходомера

При прохождении измеряемого потока через тело обтекания образуются вихри. На передней грани тела обтекания создается повышенное давление, на задней – пониженное. В результате происходит срыв вихрей, но не одновременно, а по дорожке Кармана. Тела обтекания могут иметь различную форму (тела Струхаля). В диапазоне чисел Рейнольдса от 2х104 до 7х106 коэффициент пропорциональности между частотой образования вихрей и скоростью потока практически не зависит от числа Рейнольдса. Это позволяет вихревым расходомерам с хорошей точностью измерять скорость потока независимо от типа среды. Активное образование вихрей начинается при турбулентном процессе (Re>5000…10000)

Для детектирования вихрей используется пьезодатчик

Основные преимущества вихревых расходомеров

- линейный выходной сигнал *

- широкий динамический диапазон измерений

- малая потеря давления

- простота и надежность в эксплуатации

Рабочий диапазон вихревых расходомеров

Нормальный рабочий диапазон вихревых расходомеров соответствует диапазону чисел Рейнольдса от 2х104 и выше до скоростей 10 м/с в случае жидкости и 80 м/с в случае газа или пара. Измеряемая среда – жидкость, газ, пар.

17. Выбрать аппаратуру для контроля и сигнализации температуры подшипников двигателя ШГН.   Датчики серии WDB810 и WDB819 — это датчики температуры подшипников, устанавливаемые непосредственно на корпус подшипника. Каждый датчик оснащён смазочным ниппелем, который даёт возможность смазывать подшипник, не снимая датчик. Датчик оснащен 3-метровым кабелем. Кабель датчиков WDB810 (NTC), датчиков WDB811 - WDB817 (PTC) и датчиков WDB819 (Pt100) имеет две жилы. В таблице ниже показаны соединения. Соединения не чувствительны в отношении полярности, поэтому особые требования к соединениям не предъявляются. Однако рекомендуется подключать все датчики одинаково, таким образом, снижается риск короткого замыкания. Условия максимальной температуры Предназначен для работы в условиях наличия горючей пыли класс T125°C (корпус датчика) Температура окружающего наружного воздуха от -40°C до +40°C Максимальная продолжительная температура кабеля 125°C.  

19. Средства контроля массового расхода нефти и сигнализация давления на фильтре в УУН УПН. Кориолисов расходомер Promass 80/83 M Области применения: Массовые расходомеры Promass предназначены для измерений массового расхода и массы (количества), плотности (концентрации) и температуры жидкостей: молочных продуктов, шоколада, сиропов, масел, жиров, кислот, щелочей, уксуса, красок, суспензий, патоки, сусла, продуктов фармацевтики, алкогольной, нефтеперерабатывающей и химической промышленностей, различных газов и их смесей при значительных перепадах температуры измеряемой среды и окружающего воздуха. Приборы могут быть использованы для вычисления и индикации объема и объемного расхода, для управления насосами или дозирования. Принцип измерения и конструкция: Основан на измерении кориолисовых сил в трубах первичного преобразователя расхода при протекании через них потока измеряемой среды, плотности основан на измерении резонансной частоты колебания трубок первичного преобразователя расхода, температуры с помощью термосопротивления. Расходомер Promass представляет собой программируемое средство измерений и состоит из первичного преобразователя расхода и электронной части в герметичном корпусе. Настройка прибора осуществляется соответственно условиям применения, как оперативно на самом приборе, так и удаленно в программном режиме через интерфейс цифровой коммуникации. Измерительная информация отображается на жидкокристаллическом дисплее или на мониторе компьютера или контроллера. Монтаж осуществляется непосредственно в трубопровод в зависимости от конструкции преобразователя расхода: фланцво, с помощью штуцеров, резьбовой монтаж. Особенности и преимущества: Представление результатов измерений в различных единицах измерений Самодиагностики прибора: индикация неисправностей и предупреждений в виде кода ошибок Измерительная информация храниться в ПЗУ и не требует автономного питания, информация по (первичному преобразователю расхода) такая как данные по калибровке, номинальному диаметру, версии хранится в микросхеме, и в случае необходимости замены электронной части калибровать прибор нет необходимости Функции самодиагностики прибора, индикация неисправностей и предупреждений в виде кода ошибок, cамоочистки электродов, дозирования, учета двунаправленности потока, возможность прекращения измере-ний при технологических остановках, контроль заполненности жидкостью трубопровода Все приборы при выпуске из производства калибруются на проливочном стенде, при необходимости калибровка прибора может быть осуществлена как проливным методом так и беспроливным методом с помощью имитатора потока Flowjack ZX 6000 Массовые расходомеры Promass внесены в Гос. Реестр средств измерений, N 15201-8 и имеют разрешение на применение Госгортехнадзора России, N РРС 04-3005 Основные технические характеристики: Массовые расходомеры Promass изготавливаются для конкретных условий применения, под которые выбираются соответствующие опции при заказе, и только после этого прибор поступает в производство. Опции позволяют реализовать нужные технические данные: - диаметр условного прохода и материал измерительных трубок: нерж. сталь или титан - различные виды монтажа: резьбовой, фланцевый, triclamps (байонетный), гигиенический - сертификация прибора для конкретного применения, сертификаты: метрологический, взрывозащитный, гигиенический, испытание на заданное давление - необходимая точность измерений, специальная калибровка по расходу, плотности - компактное исполнение или раздельное, при котором вторичная (электронная) часть в герметичном корпусе и первичный преобразователь расхода соединяются кабелем длиной до 20 м - различные кабельные вводы, взрывозащищенное или обычное исполнение - применение или нет жидкокристаллического дисплея, необходимое напряжение питания - различные выходные сигналы: токовые, частотные и цифровые - уплотнения прибора из различных материалов: Витон, резина, силикон, фтороэтиленпропилен.  

20. Произвести выбор аппаратуры для контроля дебита скважин и содержания воды в нефтяной эмульсии (ВСН). Описать конструкцию и принцип работы. Назначение Одним из направлений деятельности ИМС является производство и поставка установок для замера дебита скважин, обеспечивающих учет углеводородного сырья непосредственно со скважины. Данные установки способны производить измерения при пониженном газосодержании, высокой вязкости и многократном пенообразовании нефтегазовой смеси, обеспечивая: 1. Определение массы добытой смеси. 2. Контроль производительности скважин раздельно по нефти, газу, воде. 3. Передачу полученных результатов по каналу связи на диспетчерский пункт. 4. Измерение дебита скважин, объединенных в группы (кусты). Основные особенности установки Нечувствительна к влияющим факторам: изменению давления, температуры и вязкости жидкости, наличию растворенного и свободного газа, пульсациям давления и расхода, режимам течения нефтеводогазовой смеси. Воспроизводимые СИ единицы физических величин соответствуют принятым во взаиморасчетах между поставщиком и потребителем (тонны, тонны в сутки). Не оказывает влияния на технологический процесс добычи жидкости из скважины. Не создает аварийных ситуаций в связи с возможными неисправностями, в том числе провоцирование разрыва трубопровода. Обеспечивает измерение дебита жидкости при отсутствии попутного нефтяного газа и измерение нефтяного газа при отсутствии жидкости. Гарантирует представительность отбора проб жидкости. Классифицируется как рабочее средство измерения с нормированной относительной погрешностью, подтверждаемой при выпуске из производства и в условиях эксплуатации за счет простого и эффективного метрологического обеспечения. Имеется возможность поставки образцовых средств измерения по каналу измерения массы в комплекте поставки установки. Имеет локальную поверочную схему, утвержденную Госстандартом РФ, обеспеченную эталонными средствами. Средства измерений сертифицированы Госстандартом РФ. Имеется возможность контроля полноты сепарации. Принцип действия Работа установки основана на сепарационном методе согласно п.8.4.2.2 ГОСТ Р8.615 - 2005. Масса сырой нефти измеряется прямым методом динамических измерений. Содержание воды в сырой нефти (объемная доля) измеряется поточным влагомером. Объем нефтяного газа определяется прямым методом динам ических измерений. Пропускная способность установки* Конструкция измерительной установки обеспечивает пропускную способность: по жидкости от 0,16 до 1,6 т/ч; по нефтяному газу от 0,85 до 25,00 нм3/ч. Характеристика рабочей среды* Рабочая среда – сырая нефть (водонефтяная смесь) и нефтяной газ. Установка обеспечивает измерения количества рабочей среды, характеризующейся следующими параметрами и физико-химическими показателями:Рабочее давление, МПа до 4,0 Содержания воды в сырой нефти, объемная доля, % до 95 Температура сырой нефти, °С от +1,5 до +50 Вязкость сырой нефти в рабочих условиях, сСт от 15 до 300 Плотность водонефтяной смеси в рабочих условиях первичной сепарации, кг/м3 от 900 до 1160 Плотность пластовой воды, кг/м3 от 1010 до 1270 Содержание механических примесей в сырой нефти, % 0,5  

24. Выбрать технические средства для сигнализации параметров насосного агрегата (Р на входе и выходе, утечки нефти через сальниковые уплотнения). Цифровые, интеллектуальные датчики давления ДМ5007 предназначены для преобразования избыточного, дифференциального и абсолютного давления, разрежения, давления-разрежения в электрический унифицированный выходной сигнал постоянного тока, а также цифровой сигнал в формате HART-протокола с отображением измеренного значения давления на ЖК-дисплее. Диапазон измерения от 3кПа до 40МПа. Пределы допускаемой основной погрешности: ±0,075; 0,05; 0,1; 0,15; 0,25%. Напряжение питания: 12~45В. Диапазон температур окружающей среды: от -40 до +85 °С, от -20 до +70 °С (с ЖКИ). Контролируемые среды – нефть. Функционально датчик состоит из двух частей: преобразователя давления (сенсорный блок) и электронного модуля. Сенсорный блок включает в себя емкостной чувствительный элемент, электронную схему, преобразующую изменение емкости в цифровой сигнал, датчик температуры и энергонезависимую память, хранящую информацию о настройках. Ёмкостные преобразователи используют метод изменения ёмкости конденсатора при изменении расстояния между обкладками. Известны керамические или кремниевые ёмкостные первичные преобразователи давления и преобразователи, выполненные с использованием упругой металлической мембраны. При изменении давления мембрана с электродом деформируется и происходит изменение емкости. В элементе из керамики или кремния, пространство между обкладками обычно заполнено маслом или другой органической жидкостью. Недостаток — нелинейная зависимость емкости от приложенного давления. Характеристика выходного сигнала программируется в соответствии с ребуемой функцией преобразования давления: линейная или изменяющаяся по закону квадратного корня. Электронный модуль содержит микропроцессор, цифро-аналоговый преобразователь (ЦАП), HART-модем, конфигурационную память EEPROM и ЖК-дисплей. Микропроцессор управляет работой датчика. Он обрабатывает данные, полученные от сенсорного блока, выполняет все необходимые вычисления, включая линеаризацию и температурную компенсацию погрешности сенсорного блока, обеспечивает вывод данных на дисплей и по HART-протоколу, формирует данные пропорциональные выходному токовому сигналу, выполняет калибровку, конфигурирование и тестирования датчика. Цифро-аналоговый преобразователь (ЦАП) преобразует цифровой сигнал, поступающий с микропроцессора, в выходной аналоговый токовый сигнал. Все конфигурационные и калибровочные параметры хранятся в энергонезависимой памяти EEPROM. HART-модем предназначен для выделения HART-сигнала из токовой петли (4-20) мА и преобразования его в стандартный цифровой сигнал, а также для осуществления обратной операции - преобразования цифрового сигнала в HART-сигнал и наложения его на аналоговый токовый сигнал (4-20) мА. Настройка и калибровка датчиков осуществляется по цифровому каналу связи.

ДС-СУ1-01 - датчик контроля скорости утечек насосного оборудования ООО "Предприятие Информационно-измерительная техника". Предназначен для контроля предельной скорости утечек нефти через торцевые уплотнения в магистральных и подпорных насосных агрегатах. В комплекте с преобразователем ПВ-СУ1 обеспечивается уровень взрывозащиты «0» («особо взрывобезопасное оборудование») и вид взрывозащиты «искробезопасная электри-ческая цепь» уровня «ia» по ГОСТ Р 51330.10-99 (МЭК 60070-11-98). Принцип действия датчика заключается в том, что при превышении скорости притока нефти из трубопровода утечек над скоростью стока ее через калиброванное отверстие сменной шайбы, уровень нефти в поплавковой камере повышается, поплавок перемещается вверх и магнит замыкает герконовые контакты. Выходной сигнал – магнитоуправляемый замыкающий герконовый контакт с параметрами: 0,2А; 50В; 10 Вт. Расстояние от дна поплавковой камеры до точки срабатывания: 80 ± 3 мм при подъеме уровня жидкости с плотностью 690 кг/м3. Условия эксплуатации: температура от минус 40°С (специсполнение от минус 60°С) до 65°С (кратковременно при очистке до 100°С), давление – нормальное атмосферное.

25 Выбрать технические средства для сигнализации температуры подшипников насосного агрегата и контроля расхода воды с КНС. преобразователи Термоэлектрические ТХК 9611 для измерения температуры подшипников, диапазон измеряемых температур, °C -40…+200, диапазон условных давлений, МПа 0,4, чувствительный элемент хромель-копелевые (ТХК). Принцип действия Принцип действия основан на эффекте Зеебека или, иначе, термоэлектрическом эффекте. Когда концы проводника находятся при разных температурах, между ними возникает разность потенциалов, пропорциональная разности температур. Коэффициент пропорциональности называют коэффициентом термоэдс. У разных металлов коэффициент термоэдс разный и, соответственно, разность потенциалов, возникающая между концами разных проводников, будет различная. Помещая спай из металлов с отличными коэффициентами термоэдс в среду с температурой Т1, мы получим напряжение между противоположными контактами, находящимися при другой температуре Т2, которое будет пропорционально разности температур Т1 и Т2. Для измерения возникающей ЭДС в цепи предусматривается 3 проводник. T=t0 следовательно EabС (t0)= eab(t0)+ebС(t0)+ eСА(t0)=0, ebС(t0)+ eСА(t0)=- eab(t0). если t не равно t0 EabС (t,t0)= eab(t)+ebС(t0)+ eСА(t0), EabС (t,t0)= eab(t)-eab(t), EabС (t,t0)= Eab (t,t0), т.е. результирующая термоЭДС в цепи состоящей из 3 проводников равен резуьтату термоэдс из 2 проводников при тех же температурах. Расходомер ультразвуковой АКРОН-01. Расходомер АКРОН-01 предназначен для измерения расхода и количества звукопроводящих жидкостей, Расходомер АКРОН-01 включает в себя первичный преобразователь ПП-1 и электронный блок БЭ-1, соединенные радиочастотным кабелем. ПП-1 состоит из двух ультразвуковых излучателей и устройства для их крепления на трубе. ПП-1 устанавливается на прямолинейном участке трубопровода на наружной поверхности, очищенной от грязи, краски и ржавчины. Выходной сигнал расходомера АКРОН-01 - 0-5, 0-20 или 4-20 мА постоянного тока, определяющий прямопропорциональную зависимость от измеряемого расхода. Возможен вывод информации на компьютер через встроенный интерфейс RS-232 или RS-485. Диаметр условного прохода трубопровода, мм 40 - 2000 Верхние пределы диапазонов измеряемого расхода, м3/ч 8 - 40000 Основная погрешность, % (при длине прямолинейного участка трубопровода не менее 10Dу до места установки ПП-1 и не менее 5Dу - после места установки: при измерении объемного расхода + 1,5 при измерении количества + 2 Температура, оС: контролируемой среды -10 - +150 воздуха, окружающего БЭ-1 0 – 50.. Принцип действия расходомера АКРОН-01 заключается в измерении разности времени прохождения ультразвуковой волны по потоку и против потока контролируемой жидкости, пересчете ее в мгновенное значение расхода с последующим интегрированием.

26 Выбрать технические средства для определения дебита скважины с ЭЦН и дистанционного измерения буферного давления. Для определения дебета скважины и дистанционная измерения давления была выбрана комплексная измерительная установка установка «МЕРА» от «НЕФТЕМАШ». Предназначена для измерения массовых расходов жидкости, воды и нефти, объемных расходов газа, вычисления дебита скважин и автоматической передачи данных в диспетчерский пункт в суровых климатических условиях. Количество подключаемых скважин 1-20. Рабочее избыточное давление 1-4 МПа. Питание от сети переменного тока, 380В. Возможны несколько модификаций в зависимости от климатических условий и диапазона производительности скважин. Каждая установка состоит из технического блока (БТ) и блока контроля (БК), а так же блока переключения скважин (БПС). БТ предназначен для размещения и обеспечения нормальных условий работы таких узлов как сепаратор отделения попутного газа от жидкости, систем вентиляции и отопления. В БПС располагается распределительное устройство для обеспечения очередности измерений, а так же вспомогательные системы. В БК располагается оборудование, обеспечивающее питание, контроль, индикацию параметров и режимов работы, управление работой установки и передачу информации, а так же вспомогательные системы. Принцип действия установки основан на использовании косвенного гидростатического метода измерения массы жидкости (метода PVT), который позволяет по измеренным значения давления Р, объема V и температуры Т вычислить косвенно объемный и массовый расход для каждой подключенной скважины. Продукция измеряемой скважины поступает по трубопроводу через обратный клапан в сепарационную емкость (далее СЕ). В СЕ водогазонефтяная смесь через завихритель потока попадает на наклонные лотки, по которым растекается тонкой пленкой. Происходит отделение попутного газа от водонефтяной смеси. Далее водонефтяная смесь самотеком поступает в измерительную емкость (далее ИЕ), а газ свободным потоком направляется через решетку влагоотделителя в газовую магистраль и через ППТ сбрасывается в коллектор. Наполнение и опорожнение ИЕ водонефтяной смесью происходит в циклическом режиме. При этом происходит поочередное замещение объемов жидкости и газа. Уровень жидкости в ИЕ контролируется уровнемером. Опорожнение ИЕ осуществляется через ППТ по жидкостной магистрали в коллектор, таким образом, ППТ обеспечивает поочередный порционный сброс газа и жидкости из ИЕ.

Дата добавления: 2015-10-21