- •16. Выбрать аппаратуру для регулирования межфазного уровня (нефть-вода) и влагосодержания после электродегидратора.
- •17. Выбрать аппаратуру для контроля и сигнализации температуры подшипников двигателя шгн.
- •19. Средства контроля массового расхода нефти и сигнализация давления на фильтре в уун упн.
- •20. Произвести выбор аппаратуры для контроля дебита скважин и содержания воды в нефтяной эмульсии (всн). Описать конструкцию и принцип работы.
16. Выбрать аппаратуру для регулирования межфазного уровня (нефть-вода) и влагосодержания после электродегидратора.
Емкостные уровнемеры Liquicap M FMI 51, FMI 52 (Endress Hauser) - емкостные уровнемеры для непрерывного измерения уровня и межфазный измерений жидкостей.
Экономичное двухпроводное подключение. Применение во взрывоопасных зонах.
Компактный преобразователь Liquicap M используется для непрерывного измерения уровня жидкостей. Благодаря надежной и испытанной конструкции самоуплотняющегося конуса, зонд может использоваться как в вакууме, так и при избыточном давлении до 100 бар. Уплотняющие и изолирующие материалы позволяют использовать прибор в резервуарах с измеряемой средой при рабочих температурах от -80 °C до +200 °C. Измерение не зависит от диэлектрической проницаемости (DK), если ее электропроводность более 100 мкСм/см.
Таким образом, возможно производить измерения уровня различных жидкостей без перекалибровки прибора. При использовании вместе с прибором Fieldgate (удаленный запрос измеренных значений с использованием интернет-технологий), Liquicap M представляет собой идеальное решение для учета запасов и оптимизации материально-технического снабжения (управления запасами).
Преимущества:
Отсутствие необходимости проводить калибровку для рабочих сред с проводимостью от 100 мкСм/см и выше. Зонды калибруются по заказанной длине зонда (от 0% до 100%) при отправке с завода. Это упрощает и ускоряет ввод преобразователя в эксплуатацию.
Местная настройка прибора с помощью дисплея через простое текстовое меню (поставляется по заказу).
Универсальное применение благодаря наличию большого количества сертификатов и разрешений.
Допускается использование в системах аварийной защиты, требующих функциональной безопасности по SIL2 в соответствии с IEC 61508.
Материалы, контактирующие с процессом, являются коррозионностойкими и включены в список FDA.
Двухступенчатая защита от перенапряжения по отношению к разряду из резервуара (газовый разрядник + защитные диоды).
Возможно переключение электронной вставки в соответствующий режим работы для сред, способных к образованию отложений.
Короткое время отклика на изменение значения уровня.
Отсутствие необходимости перекалибровки после замены электронной вставки.
Автоматический контроль электронной вставки.
Контроль повреждений изоляции, поломки стержня или разрыва троса.
Пригоден для измерения уровня границы раздела фаз.
Измерение уровня границы раздела фаз
Калибровочные значения для пустого и полного резервуара могут быть вычислены с помощью программ конфигурирования ToF Tool и сервисного программного обеспечения Endress+Hauser.
1) Например, вода (продукт должен иметь проводимость 100 мкСм/см)
2) Эмульсия
3) Например, нефть (непроводящий продукт < 1 мкСм/см)
Обеспечивается точное и надежное измерение значения даже в случае переменной толщины слоя эмульсии, поскольку всегда измеряется среднее значение толщины эмульсионной пленки.
РИС
ВЛАГОМЕР НЕФТИ УДВН-1ПМ ПОТОЧНЫЙ
Влагомер нефти поточный УДВН-1ПМ предназначен для измерения содержания воды в нефти в автоматическом режиме. Влагомер используется в составе блока контроля качества нефти, а также для контроля содержания воды в нефти в процессе ее подготовки.
Измеряемая среда - нефть, сдаваемая нефтегазодобывающими предприятиями, транспортируемая потребителям и поставляемая нефтеперерабатывающим предприятиям организациями нефтепроводного транспорта.
Принцип действия влагомера основан на поглощении энергии микроволнового излучения водонефтяной эмульсией.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УДВН-1ПМ
Обозначение |
Диапазон измерения, объемная доля воды, % |
Пределы допускаемого значения основной абсолютной погрешности, объемная доля воды, % |
Изменение погрешности влагомера при изменении температуры нефти на каждые 10° С от номинальной температуры + 20° С не должно превышать, объемная доля воды, % |
Изменение погрешности влагомера при изменении плотности на каждые 50 кг/м3, объемная доля воды,% |
|||||
УДВН-1пм |
0,01-2,0 |
+0,05 |
+0,02 |
+0,01 |
|
||||
УДВН-1пм1 |
0,01-6,0 |
+0,1 |
+0,03 |
+0,03 |
|
||||
УДВН-1пм2 |
0,01 - 10,0 |
+0,15 |
+0,03 |
+0,05 |
|
Параметры измеряемой среды:
содержание солей, мг/л, не более - 900
содержание сернистых соединений, мас. доля, %, не более - 5
содержание мехпримесей, мас. доля, % ,не более - 0.1
содержание парафина, мас. доля, %, не более - 6
содержание асфальтенов, об. доля, %, не более - 10
содержание свободного газа, об. доля, %, не более – 2. Влагомер состоит из первичного измерительного СВЧ преобразователя (в дальнейшем - первичный преобразователь) и блока электронного.
Обработка результатов измерений: автоматическая. Представление результатов измерений: в цифровом виде.
Выходные сигналы:
с первичного преобразователя сигнал постоянного напряжения, мВ: 0-1500
с электронного блока унифицированный сигнал постоянного тока, мА: 4-20 Максимальное расстояние от первичного преобразователя до электронного блока 500м.
Режим работы влагомера: непрерывный.
Время установления рабочего режима, с, не более: 20.
Средняя наработка на отказ с доверительной вероятностью 0.8, час, не менее: 10000.
Установленная безотказная наработка, ч., не менее: 3000.
Средний срок службы, лет: 6