19. Вероятностные характеристики потерь объектов нгп.

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

.

20. 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.