Вероятностные характеристики потерь объектов НГП.

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 11Следующая ⇒

Для обеспечения высокой надежности объектов НГП и цены АСУ ТП сводится к определению минимальной суммы расходов на достижение надежности и потерь ненадежного функционирования системы.

Такое же рассуждение правомерно для определения оптимальных значений других качественных параметров. Так как ИУС НГП обслуживает множество объектов, то для решения задачи оптимизации параметров ИУС необходимо использовать зависимость приведенных суммарных стоимостных потерь от несовершенства системы .

На рис. показана зависимость возможных потерь в производстве от числа датчиков при разной погрешности аппаратуры. Здесь же приведена зависимость суммарных расходов на приобретение и эксплуатацию измерителей С_И от их числа n.

При высоком качестве измерителей и информационного канала можно добиться уменьшения возможных потерь в производстве при одном и том же числе измерителей. Кривая α соответствует высокому качеству контролирующих средств. При низком качестве того же числа измерителей ущерб производству увеличивается (точки М и N). По заранее заданному числу измерителей можно уменьшить возможный ущерб, если соответствующим образом выбрать их качество. Сохранение постоянства возможного ущерба при разном качестве измерителей означает, что при использовании измерителей низкого качества надо увеличить их число (точки М и К).

Приведенные графики позволяют найти оптимальное решение при выборе качества и числа датчиков для минимизации суммы

Статистика учёта нефти «Рубин»

На нефтяных промыслах для безрезервуарной сдачи нефти с промысла в трубопровод применяют установку типа «Рубин».

Установка типа «Рубин» предназначена для автоматического поточного измерения товарной нефти с приведением к температуре 20°С, автоматического возврата некондиционной нефти на повторную подготовку и отбора средней пробы пропорционально прокачиваемому объему. Установка типа «Рубин» устраняет необходимость в накопительных резервуарах, сводит к минимуму потери легких фракций от испарений в резервуарах и сокращает затраты по обслуживанию.

Установка состоит из блока измерения I, блока управления II, трубопоршневой поверочной установки III и насосов внешней перекачки IV. Блок измерения имеет влагомер 5, фильтр 4, два гидравлических отсекателя коллектора (ОКГ) 6, 7, гидравлический привод (ГП) турбинный датчик, преобразователь расхода, магнитоиндукционный преобразователь, термометр сопротивления, пробоотборник. Перечисленные приборы смонтированы на металлической раме, на которой расположено также оборудование с трубопроводной арматурой. Блок управления включает блок сопровождающей электроники и блок местной автоматики, смонтированные на общем основании. Установка работает следующим образом. Товарная нефть через фильтр 4, влагомер 5, отсекатель 6 коллектора на линии товарной нефти и турбинный преобразователь расхода 8 транспортируется потребителю. При предельном содержании воды в нефти зонд влагомера выдает сигнал, от которого включается гидропривод, и отсекатель 6 перекрывает линию товарной нефти. Некондиционная нефть (нефть с повышенным содержанием влаги) возвращается в товарный парк 1 для дополнительной обработки. С прекращением поступления сигнала о недопустимом содержании влаги происходит взаимообратное переключение отсекателей товарной нефти, после чего нефть снова (через буферную емкость 2 и подпорный насос 3) поступает, в линию товарной нефти. Поток товарной нефти, проходя через датчик, вращает турбину с частотой, пропорциональной линейной скорости потока.

С помощью магнитоиндукционного датчика происходит пропорциональное преобразование частоты вращения турбины в частоты электрических импульсов, поступающих в блок сопровождающей электроники для пересчета. Одновременно в процессе перекачки товарной нефти термометр сопротивления 9 непрерывно измеряет температуру рабочей среды и выдает соответствующий сигнал также на блок сопровождающей электроники. Сигналы, поступившие с магнитоиндукционного датчика и термометра сопротивления, обрабатываются, и в счетное устройство вводится температурная поправка для приведения измерительного объема товарной нефти к температуре 20°С.

Станция учёта нефти КОР МАСС

На нефтяных промыслах для безрезервуарной сдачи нефти с промысла в трубопровод применяют станции учета нефти (СУН) КОР-MAC, которая предназначена для измерения массового расхода и объема протекающей по трубопроводу газонефтяной смеси и чистой нефти, влагосодержания, солесодержания и плотности. Станция учета состоит из технологической части, узла качества, электронного блока, блока передачи и сигнализации данных, блока цифропередачи и трубопоршневого устройства.

Технологическая часть содержит три измерительные ветви (рабочую, резервную, контрольную), в которых находятся задвижки, фильтры, датчики перепада давления (дроссельные устройства), струевыпрямители и турбинные расходомеры. Для обеспечения качественных измерений предусмотрены фильтры и струевыпрямители. Для контроля работы установки на входе и выходе установлены манометры и термометры. Для поверки турбинных расходомеров в комплект СУН входит трубопоршневая установка, к которой с помощью задвижек можно подключить любой из расходомеров. Для отбора средней пробы жидкости из трубопровода, характеризующей среду за определенный промер жуток времени, необходимый для лабораторных исследований на СУН предусмотрен автоматический пробоотборник, который получает управление от блока. Станция учета нефти (СУН КОР-MAC) имеет следующую техническую характеристику: объемный расход 45-4000 м³/ч, рабочее давление 6,4 МПа, рабочую температуру 5-50 °С, температуру окружающей среды 5-50 °С, вязкость измеряемой среды (1-50)*10^-2 м²/с, плотность измеряемой среды 750-900 кг/м³, содержание воды 0-5%, содержание солей 0-50 и 0-500 мг/дм³. Точность ±1 % от предела измерения. Диаметры измерительного трубопровода 100, 150, 200, 300, 400 мм.

22. Структурная схема “Сириус -1”

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 292; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 567 8 9 10 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!