Контрольно измерительные приборы в нефтяной промышленности

Особенности применения при добыче и переработке нефти

Порог срабатывания по метану, % об. доли
“предупреждение”
“тревога”
0,7 ± 0,3
1,75 ± 0,75
Предел допускаемой основной абсолютной погрешности индикации
порогов концентрации метана, % об.доли
“предупреждение”
“тревога”
± 0,3
± 0,75

17 лет на рынке контрольно-измерительных приборов

российское производство КИП

собственный научно-исследовательский центр

выгодные цены от производителя

изготовление приборов под ваши уникальные задачи

Южная промзона, проезд 4922
(Озерная аллея), строение 2
г. Москва, Зеленоград

Заполняя любую форму на сайте, вы соглашаетесь с политикой конфиденциальности.

Согласие на обработку персональных данных

Для регистрации и оформления заказа на сайте www.eksis.ru (далее – Сайт), в соответствии с Федеральным законом от 27 июля 2006 года № 152-ФЗ «О персональных данных» Пользователь дает АО «ЭКСИС» (далее – Оператор), зарегистрированному по адресу 124460, город Москва, город Зеленоград, проезд 4922-й, дом 4, строение 2, пом I, ком. 25г свое согласие на обработку любой информации, размещенной на Сайте (включая, без ограничения: сбор, систематизацию, накопление, хранение, уточнение (обновление, изменение), использование, распространение (в том числе передачу), обезличивание, блокирование, уничтожение, а также осуществление любых иных действий с персональными данными с учетом действующего законодательства РФ) и подтверждает, что давая такое согласие, Пользователь действует по своей воле и в своем интересе, а также в интересах третьих лиц.

Своим согласием Пользователь подтверждает согласие третьих лиц, информация о которых размещается на Сайте, на передачу и обработку их персональных данных и предоставляет право Оператору на осуществление любых действий в отношении персональных данных третьих лиц, которые необходимы для достижения целей обработки персональных данных, указанных в Политике обработки персональных данных.

Согласие на обработку персональных данных, загруженных на Сайт Пользователем считается полученным Оператором от Пользователя с момента выбора варианта «Зарегистрироваться», расположенного в конце формы регистрации на Сайте.

Настоящее согласие на обработку персональных данных действует до момента его отзыва Пользователем. Согласие на обработку персональных данных может быть отозвано в любое время путем направления Оператору официального запрос в порядке предусмотренным Политикой обработки персональных данных.

Оператор Системы обязуется в течение 30 (тридцати) рабочих дней с момента получения уведомления об отзыве согласия на обработку персональных данных Пользователя прекратить их обработку, уничтожить и уведомить Пользователя об уничтожении персональных данных.

Настоящее согласие распространяется исключительно на персональные данные Пользователя, размещенные на Сайте.

Предложение не является публичной офертой, определяемой положениями ч.2 ст.437 ГК РФ . Точную и окончательную информацию о наличии, стоимости и сроках доставки товаров Вы можете получить по телефонам 8 (800) 707-75-45, 8 (800) 222-97-07, или e-mail: eksis@eksis.ru

© 2003-2021 АО «ЭКСИС» – гигрометры, термогигрометры, газоанализаторы, анемометры и другие контрольно-измерительные приборы.

Какие контрольно-измерительные приборы используются на АЗС

Контрольно-измерительные инструменты необходимы любой АЗС, так как с их помощью ведётся учёт топлива и замеряются его разнообразные показатели. Видов контрольно-измерительных приборов много, и у каждого своё специализированное назначение.

Общие требования к КИП:

— Высокая точность и повторяемость показаний;

— Сохранение работоспособности при экстремально высоких температурах и резких температурных перепадах;

— Способность выдерживать контакт с агрессивными средами;

— Безопасность в использовании.

Классифицируются приборы для контроля и измерений по четырём параметрам:

1. Назначение

Технические устройства обладают наименьшей точностью, однако они сочетают доступную цену и простоту использования, что позволяет применять их на любых АЗС сотрудникам, не прошедшим специального обучения. Максимальной же точностью обладают образцовые и эталонные КИП.

2. Класс точности, опирающийся на классификацию по назначению. Класс точности у КИП для АЗС варьируется от 0,5 до 4.

3. Род измеряемой величины. Оборудование для контроля и измерений может вычислять давление, температуру, разрежение, уровень жидкостей, величину расхода газообразных и жидких сред, уровень сыпучих веществ. Приборы для определения физических величин способны регистрировать уровень влажности, температуры, плотности, химический состав и иные показатели.

4. Способ отсчёта. По данному критерию контроль-измерительные приборы подразделяются на:

— Устройства с ручной наводкой, при использовании которых необходимо прямое участие человека.

Виды и назначение контрольно-измерительных приборов

Компаратор для проверки рулеток и метрштоков. Это эталонная рулетка, предназначеная для проверки обиходных рулеток на 5, 10 и 20 метров, а также метроштоков.

Приборы контроля качества нефтепродуктов. Предназначены для измерения различных параметров этилированных и неэтелированных бензинов, таких как плотность, температура, октановые числа, качество, давление насыщенных паров, динамическая вязкость и так далее. В них входят приборы измерения октанового числа, приборы измерения плотности нефтепродуктов, приборы измерения низкотемпературных показателей, криостаты, термостаты, сигнализаторы горючих газов, стационарные вискозиметры.

Лабораторное оборудование. Применяется для измерения плотности нефти и нефтепродуктов. Среди них ареометры, цилиндры, термометры, приборы для измерения давления, химико-лабораторное стекло.

Термометры

Термометры с большой точностью определяют температуру нефтепродуктов. Они бывают общепромышленными и лабораторными, каждый из которых расчитан на работу в агрессивной среде.

Ареометры

С помощью ареометра специалисты определяют концентрацию и плотность дизельного топлива. Само устройство состоит из стеклянной трубки, заполненной сухой металлической дробью, которая, в свою очередь, сверху заливается слоем смолы. Верхняя часть стеклянного фрагмента имеет шкалу определения плотности.

Ареометры бывают нескольких типов:

— АН (отличается от первых двух только отсутствием встроенного термометра).

АНТ-1 и АНТ-2 сохраняют работоспособность при температуре от -20 до +45С. Для определения плотности топлива ареометр опускают в ёмкость так, чтобы он не касался её стенок.

Цилиндры для ареометров

Данные приборы производятся из стекла и пластика, устойчевого к нагреву. Доступны в нескольких объёмах (обычно 500 мл и 1 00 мл) и различных параметрах: диаметре, цене деления, высоте.

Мерники. Необходимы для проверки образцовых металлических мерников. Включают в себя мерники образцовые 1-го и 2-го разрядов, мерники на передвижной платформе, мерники металлические технические, мерники газовые.

Рулетки. Используются для измерения уровня нефти и нефтепродуктов в ёмкости. Бывают лотовые и строительные с длиной ленты в 2, 5, 10, 20, 30 и 50 м.

Индикаторная паста. Применяется для определения уровня подтоварной воды в резервуарах. Делится на пасту водочувствительную и пасту бензочувствительную.

Уровнемеры. Эти устройства измеряют уровень нефтепродуктов и подтоварной воды в ёмкостях.

Побоотборники. Служат для забора пробы нефти и нефтепродуктов. Делятся на ведёрки замерные В3, пробоотборники ПВ-1л, ПВ-0,25 л, пробоотборники П-35-250, пробоотборники ПО-1, ПО-2, пробоотборники ПО-80, пробоотборники ППМН-333, пробоотборники для нефти и нефтепродуктов ПЭ-1600, ПЭ-1610.

Установка УИПДК. Установка предназначена для испытания и проверки дыхательных клапанов, которые устанавливают на резервуарах нефтебаз и АЗС.

Октанометры

Октанометры измеряют параметры этилированного и неэтилированного бензина на высокотехнологичном уровне, давая точный стабильный результат. Октанометр определяет октановые числа топлива, рассчитывает цетановое число и температуру застывания дизеля, а также работает с бензинами, имеющими низкое октановое число. Такой прибор имеет автоматическую систему: для получения данных требуется только заполнить датчик топливом, а результат он выдаст сам.

Максимально точный результат дают октанометры, оснащённые тремя дополнительными режимами определения. Такие устройства изготавливают по японским и европейским схемам, их корпус производится из бензостойких и удоропрочных материалов, например, полистирола немецкого производства. Аккумуляторами устройству служат батарейки формата АА.

Метроштоки

Метрошктоки для нефтепродуктов используются для измерения уровня, до которого заполнены малогабаритные ёмкости на предприятиях, хранящих и транспартирующих нефтепродукты. Метроштоки делятся на два типа:

— Электронные. Такие приборы способны автоматически измерять давление нефтепродуктов. Они состоят из пульта оператора, штанги и обычно стоят дороже механических, зато значительно упрощают все рабочие процессы.

— Механические. Представляют собой покрытые особой пастой стержни из нержавеющей стали и алюминия с нанесенными шкалами уровня. Механические метроштоки опускают в ёмкость на одну минуту, после чего паста на поверхности устройства меняет цвет в необходимой точке насечек.

Если вас интересует:

— Покупка КИП для резервуаров;
— Приборы учёта нефти;
— Приборы учёта жидкостей/приборы для имерения жидкости в нефтепереработке;
— Приборы измерения и управления уровнем жидкости,

Подписаться на рассылку

Чтобы не пропускать свежие новости из мира нефтегазовой отрасли, подпишитесь на рассылку от информационного портала «НефтьРегион»

Информация опубликована 28.04.2020 г.

Расходомеры нефти и нефтепродуктов: порядок учета, госты

ИЗМЕРЕНИЯ НЕФТИ В СООТВЕТСТВИИ С ГОСТ. ПРАВИЛА УЧЕТА НЕФТИ.

Измерение количества нефти на всех этапах, от добычи из скважины до переработки и реализации конечному потребителю, требует применения оборудования, отвечающего законодательству о техническом регулировании и метрологическом обеспечении.

Применяемые методики измерений регламентируются ГОСТами и другими стандартами, разработанными государственной системой обеспечения единства измерений.

ЗАКОНОДАТЕЛЬНЫЕ ОСНОВЫ УЧЕТА НЕФТИ

Кроме того, порядок и правила учета нефти утверждены постановлением правительства № 451от 16 мая 2014 года «Об утверждении Правил учета нефти». В данном постановлении перечислены основные технологические процессы, в ходе которых необходимо осуществлять учет:

  • добыча;
  • подготовка и (или) транспортировка, переработка и (или) потребление нефти, принятой от третьего лица;
  • передача третьим лицам для подготовки и (или) транспортировки, переработки и (или) потребления;
  • производство широкой фракции легких углеводородов в процессе стабилизации;
  • использование для производства нефтепродуктов;
  • использование для производственно-технологических нужд и в качестве топлива;
  • определение остатков на объектах сбора и подготовки нефти на начало и конец отчетного периода, в том числе после проведения ремонтных работ на объектах сбора и подготовки или переработки;
  • определение потерь фактических за отчетный период.;
Читайте также  Соединение датчиков пожарной сигнализации

Учетные операции осуществляются на основе информации, полученной с применением контрольно-измерительных приборов по методикам измерений, отвечающим требованиям законодательства Российской Федерации об обеспечении единства измерений и о техническом регулировании.

Для учета расхода массы сырой и товарной нефти компания «ЭМИС» разработала счетчики количества жидкости «ЭМИС»-МЕРА 300» и кориолисовые расходомеры «ЭМИС»-МАСС 260». Их технические характеристики и преимущества мы рассмотрим в данной статье.

РАСХОДОМЕРЫ СЫРОЙ И ТОВАРНОЙ НЕФТИ

Для измерения массы нефтегазоводяной смеси с высоким содержанием растворенного газа и механических примесей вне АГЗУ рекомендуется применять счетчик количества жидкости «ЭМИС»-МЕРА 300». Данный прибор преимущественно устанавливают на промысловых скважинах для осуществления первичного оперативного учета.

Учет сырой нефти и нефтегазоводяной смеси счетчиком количества жидкости «ЭМИС»-МЕРА 300» осуществляется в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005.

Особенности и преимущества:

  • Прямое измерение массы сырой нефти;
  • Возможность измерения массового расхода жидкостей с максимальным допустимым содержанием объемной доли свободного газа до 95%;
  • Исполнение с электрообогревом для эксплуатации на высоковязких жидкостях;
  • Время поверки 40 минут;
  • Возможность поверки на универсальных метрологических стендах типа «УПСЖ»;
  • Возможность самодиагностики;
  • Возможность настройки веса и длительности выходного импульса;
  • Съем показаний по протоколу Modbus через интерфейс RS-485 и импульсному выходу;
  • Обеспечение безопасности эксплуатации вторичного оборудования КИПиА за счет гальванически развязанных линий интерфейсов;
  • Фирменное программное обеспечение «ЭМИС-Интегратор»;
  • Часы реального времени и функция архивирования с глубиной архивов: почасовых более 45 суток, посуточных более 366 суток, помесячных более 36 месяцев, поминутных 5,5 дней;
  • Коррозионно-стойкое исполнение корпуса и измерительных блоков;

В отзывах о приборе Заказчики отмечают такие преимущества, как стабильность, высокую износостойкость при наличии механических включений и агрессивных химических элементов, простоту эксплуатации и удобство монтажа и демонтажа

«Счетчик жидкости ЭМИС»-МЕРА 300» нами эксплуатируется на устье скважины №150 Рассветного месторождения. Среда — нефтесодержащая жидкость высокой вязкости с парафинистыми включениями. Прибор показал стабильную работу, при этом он прост в монтаже. Кабельный ввод имеет крепление под металлорукав, что гарантирует герметичное присоединение. Корпус датчика обеспечивает надежную влаго- и взрывозащиту. Электроника счетчика позволяет эксплуатировать его со сторонними производителями вторичных приборов. Также реализована схема подключения напрямую в систему телемеханики «ЦДНГ-5». Погрешность измерения удовлетворяет требованию перечня средств измерений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», входящих и не входящих в сферу государственного регулирования», отметили специалисты ПАО «Лукойл».

Счетчики количества жидкости «ЭМИС»-МЕРА 300» успешно эксплуатируются на объектах крупнейших нефтедобывающих компаний, таких как ПАО «Газпром нефть», ПАО АНК «Башнефть», ПАО «Лукойл» и других.

«ЭМИС»-МЕРА 300» на объекте ПАО АНК «Башнефть»

Измерение массы сырой нефти также возможно производить с применением кориолисового расходомера «ЭМИС»-МАСС 260», при условии, что динамическая вязкость измеряемой среды не будет превышать 1500 мПа*с, а максимальное содержание газовых включений составит до 5%. При этом не допускается наличие в потоке механических примесей. Для обеспечения указанных условий эксплуатации рекомендуется применение, в том числе фильтра жидкости, аналогичного «ЭМИС-ВЕКТА 1210» и фильтра газа, аналогичного «ЭМИС-ВЕКТА 1215».

Отметим, что массовые кориолисовые расходомеры «ЭМИС»-МАСС 260» востребованы практически на всех технологических операциях, требующих учета сырой и товарной нефти и определения её качественных характеристик. Прибор применяется в системах автоматического контроля, в стационарных технологических установках, наземных подвижных средствах заправки и перекачки, в составе АГЗУ и СИКН.

«ЭМИС-МАСС 260» на объекте ПАО АНК «Башнефть»

По сути, прибор «ЭМИС»-МАСС 260» является многопараметрическим или многофункциональным, так как имеет встроенный датчик температуры и аттестованный канал её измерения, и в силу кориолисового метода, лежащего в основе работы прибора, одновременно является средством прямого измерения не только массы, но и плотности и имеет нормированную погрешность в соответствие с утвержденным описанием типа СИ.

«Компьютер чистой нефти» вторичного преобразователя расходомера способен с нормируемой погрешностью вычислять содержание каждого из составляющих двухкомпонентной среды. Кроме этого, счетчик-расходомер с нормируемой погрешностью осуществляет вычисление объемного расхода, а для газа производит эту операцию с приведением результатов измерения и расчета к стандартным условиям.

Подробнее о технических характеристиках и сертификации прибора можно узнать в разделе «Продукция»

Особенности и преимущества:

  • Относительная погрешность от 0,1 %;
  • Максимальное давление измеряемой среды до 25 Мпа;
  • Измерение плотности от 1кг/м2;
  • Наличие дополнительных выходных сигналов:
    -2 пассивных токовых выхода 4-20мА (в т.ч. один выход с цифровым протоколом HART);
    -3 импульсных выхода с возможностью выбора режима работы «активный/пассивный»;
    -Выходной интерфейс ETHERNET с протоколом Modbus TCP-IP;
    -Дискретный выход, работающий в режиме дозатора или сигнализатора неисправности;
  • Возможность эксплуатации на высоковязких жидкостях и жидкостях с газовыми включениями до 5%;
  • «Компьютер чистой нефти» с аттестованными алгоритмами вычисления и нормированной погрешностью;
  • Оснащение двумя картами регистров Modbus на выбор: ЭМИС или адаптированной под Prolink;
  • Отсутствие погрешности по токовому выходу;
  • Отсутствие дополнительной погрешности при измерении реверсивного потока;
  • Автоматическая коррекция по давлению: разъем на коммутационной плате для подключения датчика давления;
  • Интервал между поверками 5 лет;
  • Возможность имитационной поверки;
  • Бесплатное фирменное сервисное и диагностическое программное обеспечение «ЭМИС-Интегратор».

Более подробно остановимся на преимуществах прибора, имеющих значение для учета нефти и нефтепродуктов. Как уже говорилось ранее, в 2019 году компания «ЭМИС» аттестовала алгоритмы «Компьютера чистой нефти», что отражено в описании типа СИ на расходомер. Данная функция позволяет вычислять содержание нефти и воды, присутствующих в водонефтяном потоке путем сравнения показаний плотности водонефтяной смеси с эталонными (заданными) плотностями чистой нефти и воды. В описании типа СИ и в руководстве по эксплуатации на расходомер приведена формула, по которой рассчитывается нормируемая погрешность этих вычислений.

Получаемые с «Компьютера чистой нефти» данные возможно использовать как для коммерческого учета, так и для первичного технологического учета, когда нефтегазоводяная жидкость со скважины поступает в АГЗУ, и до проведения сепарации необходимо знать процент содержания нефти и воды.

Для работы на средах с содержанием с H2S, расходомеры «ЭМИС»-МАСС 260» сертифицированы в соответствии с требованиями ГОСТ Р 53679-2009 (ИСО 15156-1:2001) и ГОСТ Р 53678-2009 (ИСО 15156-2:2003) «Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа».

Кроме этого, приборы сертифицированы по европейским стандартам:

  • Atmosphères Explosibles Directive 2014/34/EU (ATEX) – взрывоопасные среды;
  • Pressure Equipment Directive 2014/68/EU (PED) — оборудование, работающее под избыточным давлением;
  • Electromagnetic compatibility Directive 2014/30/EU (EMC) электромагнитная совместимость.

РАСХОДОМЕРЫ «ЭМИС»-МАСС 260» В СОСТАВЕ СИКН и АГЗУ

АГЗУ в нефтяной промышленности устанавливаются непосредственно на месторождениях для определения дебита нефтяных скважин и управления технологическим процессом нефтедобычи.

В составе автоматизированных групповых замерных установок в качестве счетчиков жидкости применяются кориолисовые расходомеры, осуществляющие прямое измерение массового расхода и массу сырой нефти.

Для учета товарной нефти применяются СИКН — системы измерения количества нефти в соответствие с ГОСТ Р 8.595-2004. Настоящий стандарт распространяется на методики выполнения измерения массы товарной нефти и нефтепродуктов в сферах государственного метрологического контроля и надзора.

СИКН представляют собой узлы учета нефти, преимущественно включающие в себя:

Блок фильтров (при отсутствии фильтров в БИЛ);

БИЛ — блок измерительных линий;

БИК — блок измерений показателей качества нефти и нефтепродуктов;

ПЗУ — пробозаборное устройство;

ПУ — поверочная установка;

СОИ — система сбора и обработки информации.

Более подробно составы каждого блока описаны в ГОСТ 34396-2018. В данном нормативном документе также перечислены требования к применяемому оборудованию по надежности, электромагнитной совместимости, устойчивости к внешним воздействиям и взрывобезопасности.

Необходимо отметить, что за 2019-2020 год компания «ЭМИС» поставила порядка 600 расходомеров «ЭМИС»-МАСС 260» для комплектации АГЗУ и СИКН на объектах таких крупнейших нефтедобывающих компаний, как: ПАО «Газпром нефть», ПАО «Лукойл», ПАО АНК «Башнефть», ПАО «Татнефть», ПАО «Сургутнефтегаз» и других.

Чтобы заказать оборудование нашей торговой марки заполните опросный лист и отправьте его на электронную почту sales@emis-kip.ru.

Если у вас остались вопросы по учету нефти расходомерами ЭМИС, вы можете задать их инженерам компании

ДОМОСТРОЙСантехника и строительство

  • Главная
  • Связаться с нами
  • Четверг, 12 декабря 2019 1:02
  • Автор: Sereg985
  • Прокоментировать
  • Рубрика: Строительство
  • Ссылка на пост
  • https://firmmy.ru/

При добыче нефти и газа необходимо измерять и контролировать большое число параметров и показателей, таких как температура, давление, расход, состав, теплотворная способность, плотность и температуры точек росы газа по воде и углеводородам, а также содержание взрывоопасных и токсичных компонентов в окружающем воздухе. Эти параметры и показатели определяют номенклатуру наиболее широко применяемых контрольно-измерительных приборов.

По характеру выполняемых функций контрольно-измерительные приборы могут быть разделены на показывающие и регистрирующие. Показывающие приборы отражают на соответствующей шкале или иным способом величины контролируемых параметров. Регистрирующие приборы помимо этого осуществляют автоматическую запись этих величин. Иногда указанные функции совмещаются с функциями сигнализации, регулирования и блокировки.

Читайте также  Блокинг генератор для светодиода

По способу применения различают стационарные и переносные контрольно-измерительные приборы. Стационарные приборы монтируют на определенном объекте. Они являются неотъемлемой частью технологического оснащении объекта. Переносные приборы используют при необходимости проведения каждого конкретного измерения.

Выпускаемые отечественной промышленностью приборы входят в государственную систему приборов (ГСП). Государственная система приборов основана на комплексе унифицированных блоков, приборов и устройств.

На промыслах применяют электрические, пневматические и гидравлические приборы, которые различаются по виду энергии, используемой для формирования сигнала. Имеются также приборы и устройства, не требующие вспомогательных источников энергии. В них для образования сигналов используют энергию контролируемой среды. Все электрические и пневматические сигналы стандартизированы. Измерительные устройства приборов ГСП состоят из первичных преобразователей (датчиков) и вторичных измерительных приборов. В датчиках измеряемая величина преобразуется в электрический, пневматический или гидравлический сигнал. Во вторичном измерительном приборе поступивший от датчика сигнал преобразуется обычно в механическое перемещение указателя и пишущего пера. В приборах без вспомогательной энергии действие контролируемой среды сразу преобразовывается в перемещение стрелки или в механическое перемещение пишущего пера.

На промыслах используют как механические показывающие и самопишущие приборы (простые по конструкции и удобные при обслуживании), так и электрические. Преимущества электрических приборов: возможность передачи показаний на большие расстояния, централизация и одновременность измерения многочисленных и различных по своей природе величин. Поэтому по способу отсчета измеряемой величины приборы можно разделить на показывающие и регистрирующие (записывающие) на месте установки прибора или дистанционно в диспетчерском пункте. В автоматизированных системах управления промыслом приборы при помощи специальных устройств сигнализируют (световой или звуковой сигнал), регулируют измеряемый параметр или отключают соответствующий участок технологической линии.

Общие сведения из метрологии. Основные виды измерений. Классификация контрольно-измерительных приборов, применяемых на объектах добычи нефти. Правила обозначения и наименование основных единиц измерения. Промышленные трубчато-пружинные манометры.

Нажав на кнопку «Скачать архив», вы скачаете нужный вам файл совершенно бесплатно.
Перед скачиванием данного файла вспомните о тех хороших рефератах, контрольных, курсовых, дипломных работах, статьях и других документах, которые лежат невостребованными в вашем компьютере. Это ваш труд, он должен участвовать в развитии общества и приносить пользу людям. Найдите эти работы и отправьте в базу знаний.
Мы и все студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будем вам очень благодарны.

Чтобы скачать архив с документом, в поле, расположенное ниже, впишите пятизначное число и нажмите кнопку «Скачать архив»

Рубрика Производство и технологии
Вид курс лекций
Язык русский
Дата добавления 11.05.2011
Размер файла 853,9 K

Подобные документы

Классификация контрольно-измерительных приборов. Основные понятия техники измерений. Основные виды автоматической сигнализации. Требование к приборам контроля и регулирования, их обслуживание. Приборы контроля температуры, частоты вращения, давления.

презентация [238,0 K], добавлен 24.10.2014

Предпосылки для развития отрасли, выпускающей контрольно-измерительные приборы. Изобретения известных учёных в области измерительных приборов. Вольтметры и осциллографы, их назначение и области применения, классификация, принцип действия, конструкции.

практическая работа [229,6 K], добавлен 05.10.2009

История компании «Роснефть», ее основные виды деятельности, конкурентные преимущества. Общая характеристика компрессорной станции. Контрольно-измерительные приборы и аппаратура, схема их работы и основные технические характеристики, модернизация датчика.

контрольная работа [41,3 K], добавлен 04.12.2012

Основные термины и определения в области метрологии. Классификация измерений: прямое, косвенное, совокупное и др. Классификация средств и методов измерений. Погрешности средств измерений. Примеры обозначения класса точности. Виды измерительных приборов.

презентация [189,5 K], добавлен 18.03.2019

Вероятностный подход к описанию погрешности. Основы теории мостовых схем. Метрологические характеристики средств измерений. Классификация измерительных мостов. Электромеханические приборы и преобразователи. Электронные аналоговые измерительные приборы.

курс лекций [2,0 M], добавлен 10.09.2012

Общие вопросы основ метрологии и измерительной техники. Классификация и характеристика измерений и процессы им сопутствующие. Сходства и различия контроля и измерения. Средства измерений и их метрологические характеристики. Виды погрешности измерений.

контрольная работа [28,8 K], добавлен 23.11.2010

Преобразователи температуры с унифицированным выходным сигналом. Устройство приборов для измерения расхода по перепаду давления в сужающем устройстве. Государственные промышленные приборы и средств автоматизации. Механизм действия специальных приборов.

курсовая работа [1,5 M], добавлен 07.02.2015

Средства, методы и погрешности измерений. Классификация приборов контроля технологических процессов добычи нефти и газа; показатели качества автоматического регулирования. Устройство и принцип действия термометров сопротивления и глубинного манометра.

контрольная работа [136,3 K], добавлен 18.03.2015

Характеристика УППН ЦПС «Дружное». Описание технологического процесса подготовки нефти. Уровень контрольно-измерительных приборов и автоматики. Микропроцессорный контроллер в системе автоматизации печей ПТБ-10. Оценка экологической безопасности объекта.

дипломная работа [3,8 M], добавлен 30.09.2013

Вопросы теории измерений, средства обеспечения их единства и способов достижения необходимой точности как предмет изучения метрологии. Исследование изменений событий и их частоты. Цифровые измерительные приборы. Методы, средства и объекты измерений.

курсовая работа [607,8 K], добавлен 30.06.2015

КИПиА — контрольно измерительные приборы и автоматика (КИП и А), общее название средств измерений (СИ) физических величин веществ, приборов КИП и А для автоматизации процессов и производств.

Классификация контрольно измерительных приборов КИПиА

Классифицировать контрольно-измерительные приборы (КИП и Автоматика) можно по измеряемым физико-химическим параметр среды или качественно количественным показателям измеряемой среды — это температура, давление, влажность, расход и т.п. из этих параметров формируются названия классов измерительных приборов:

Датчики температуры, термометры
Манометры, датчики давления
Датчики расхода, Расходомеры
Уровнемеры
Газоанализаторы
СИ Ионизирующего излучения
СИ Геометрических величин
СИ Массы,силы, твердости
СИ физико-химического состава и свойств
СИ Акустических величин
СИ электрических и магнитных величин

Термометр — это прибор для определения температуры веществ. По принципу действия термометры можно классифицировать на:

Жидкостные
Расширения
Термопреобразователи сопротивления
Термоэлектрические преобразователи
Пирометры
Тепловизоры
Термометры цифровые

Датчик давления — это прибор, физические параметры которого изменяются в зависимости от давления измеряемой среды. По техническим характеристикам датчики давления можно классифицировать на:

Датчики перепада давления
Датчики избыточного давления
Датчики давления
Манометры электроконтактные
Датчики абсолютного давления
Манометры
Тягонапоромеры
Реле давления

Расходомер — это прибор, для определения массового или объемного расхода жидкостей, газов или пара. По принципу действия расходомеры можно классифицировать на:

Вихревые
Переменного перепада давления
Переменного уровня
Обтекания
Тахометрические
Кориолисовые
Тепловые
Электромагнитные
Ультразвуковые
Корреляционные

Уровнемер — это прибор, предназначенный для определения уровня в открытых или закрытых резервуарах, бункерах, хранилищах и других емкостях. По принципу действия уровнемеры можно классифицировать на:

Микроволновые
Ультразвуковые
Гидростатического давления
Сигнализаторы уровня
Поплавковые

Наряду с ними также в автоматизации процессов и производств используются и другие приборы и датчики КИПиАтакие как:

Газоанализаторы
СИ Ионизирующего излучения
СИ Геометрических величин
СИ Массы,силы, твердости
СИ физико-химического состава и свойств
СИ Акустических величин
СИ электрических и магнитных величин

ООО НПП «ПЕТРОЛАЙН-А»

КИП для нефтегазовой отрасли

ООО НПП «Петролайн-А» занимается разработкой и производством контрольно-измерительных приборов для нефтегазодобывающей промышленности.

Непрерывный поиск новых решений в соответствии с возрастающим уровнем технического развития и пожеланиями заказчиков обеспечивает стабильное положение компании на рынке производителей нефтяного оборудования. Вся продукция имеет соответствующие свидетельства и сертификаты государственных органов.

Многолетний опыт исследовательских работ в сфере нефтедобывающей промышленности, регулярный опыт участия в выставках и тендерах на поставки контрольно-измерительных приборов позволяют утверждать, что продукция, производимая ООО НПП «Петролайн-А», функциональна и выгодна в соотношении цена/качество, отвечает стандартам безопасности и качества.

Надежность контрольно-измерительных приборов, выпускаемых компанией, значительно облегчает работу нефтяников и газовиков, позволяет эффективно контролировать производственные процессы, а также предотвращать аварийность и травматизм персонала, работающего в условиях опасного производства.

Собственная служба гарантийного (срок гарантии на оборудование – 12 месяцев) и послегарантийного сервисного обслуживания, широкая сеть сервисных центров позволяют оперативно, решать возникающие вопросы, собирать и анализировать информацию о работе контрольно-измерительных приборов и проводить модернизацию комплексов с учетом пожеланий заказчиков.

ООО НПП «Петролайн-А» имеет свою аккредитованную метрологическую лабораторию для проведения поверки СИ. Компанией был получен сертификат соответствия стандарту ISO 9001:2015 в отношении разработки и изготовления контрольно-измерительных приборов для нефтяной и газовой промышленности, гарантийного и постгарантийного сервисного обслуживания.

Продукция

Система контроля параметров бурения и ремонта скважин ДЭЛ-150 / система ДЭЛ-150

Предназначена для контроля параметров технологических операций при проведении всех видов буровых работ, капитального и подземного ремонта скважин, геологоразведочного бурения в нефтяной и газовой промышленности в районах с умеренным и холодным климатом на буровых и ремонтных установках всех типов. Область применения – взрывоопасные зоны помещений и наружных установок согласно ЕХ-маркировке ГОСТ IEC 60079-14:2013.

Система видеорегистрации ДЭЛ-150(В) / система ДЭЛ-150(В)

Предназначена для организации видеорегистрации при производстве буровых работ, подземном и капитальном ремонте скважин в составе комплекса ДЭЛ-150/ДЭЛ-150Е и на на промышленных объектах.

  • запись видеоархива на съемный носитель данных
  • подключение IP видеокамер (до 8 шт.)
  • передачу видеоданных в реальным времени по Ethernet, GSM и WIFI сетям
  • синхронизацию видеоданных с телеметрией СКПБ ДЭЛ-150

Система контроля загазованности с контроллером МК-140 (ГАЗ)

Предназначена для контроля концентрации горючих газов (СН4) и вредных веществ (Н2S) во взрывоопасной зоне на объектах бурения и ремонта скважин, и иных объектах требующих непрерывного контроля уровня загазованности.

  • возможность подключения датчиков газоанализаторов
  • включение световой и звуковой сигнализации при достижении установленных порогов концентрации газа
  • отключение звуковой сигнализации нажатием кнопки на лицевой панели модуля коммутации после достижении первого порога концентрации газа
  • подачу сигнала на исполнительный механизм при достижении первого и второго порога концентрации газа
  • возможность подключения к модулю управления МУ-150 для работы в составе комплекса ДЭЛ-150
  • возможность подключения датчиков и модулей коммутации МК-140 при работе в состава комплекса ДЭЛ-150
Читайте также  Управление светодиодом через транзистор

Система контроля параметров раствора (жидкости) ДЭЛ-150 (СКР) / система ДЭЛ-150 (СКР)

Предназначена для контроля, регистрации и беспроводной передачи информации о параметрах раствора/жидкости, используемых при проведении работ КРС и ПРС.

Система контроля расхода и учета топлива Пульсар / система Пульсар

Предназначена для измерения расхода, уровня или объема топлива в емкостях на буровых установках, буровых насосах, дизель-электростанциях, складах горюче-смазочных материалов (ГСМ), а также авто и железнодорожном транспорте.

Система мониторинга транспорта Пульсар

Применяется диспетчерскими службами, в транспортной логистике, в системах управления перевозками, в системах управления автотранспортом для контроля фактических маршрутов и параметров транспортных средств (при помощи спутников GPS/ГЛОНАСС).

Автоматизированная система обслуживания путевых листов и сопроводительных документов Т-01

Предназначен для обслуживания процессов, связанных с выдачей и обработкой путевых листов, выдаваемых водителям транспортных организаций.

9. Оборудование для безопасной эксплуатации резервуаров

9.1. Общие рекомендации

Настоящее Руководство по безопасности рекомендует оснащать резервуары следующими устройствами и оборудованием для безопасной эксплуатации:

  • дыхательной аппаратурой;
  • приборами контроля уровня;
  • устройствами пожарной безопасности;
  • устройствами молниезащиты и защиты от статического электричества.

Полный комплект устанавливаемых на резервуаре устройств и оборудования с его привязкой к КМ рекомендуется разрабатывать в разделе проектной документации «Оборудование резервуара», выполненном специализированной проектной организацией.

9.2. Дыхательная аппаратура

9.2.1. Дыхательную аппаратуру рекомендуется устанавливать на стационарной крыше резервуаров, она обеспечивает величины внутреннего давления и вакуума, установленные в проектной документации, или их отсутствие (для атмосферных резервуаров и резервуаров с понтоном). В первом случае дыхательная аппаратура выполняется в виде совмещенных дыхательных клапанов (клапанов давления и вакуума) и предохранительных клапанов, во втором случае — в виде вентиляционных патрубков.

9.2.2. Минимальную пропускную способность дыхательных клапанов, предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков рекомендуется определять в зависимости от максимальной производительности приемораздаточных операций (включая аварийные условия) по следующим формулам:

  • пропускная способность клапана по внутреннему давлению Q , м 3 /ч:

Q = 2,71·М1+ 0,026·V; (52)

  • пропускная способность клапана по вакууму Q , м 3 /ч:
  • пропускная способность вентиляционного патрубка Q , м 3 /ч:

Q =М2+ 0,22·V , (что больше), (55)

где М1 — производительность залива продукта в резервуар, м 3 /ч;

М2- производительность слива продукта из резервуара, м 3 /ч;

V — полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м 3 .

Не допускается изменение производительности приемораздаточных операций после введения резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности дыхательной аппаратуры, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.

Минимальное количество вентиляционных патрубков резервуаров с понтоном указано в пункте 3.8.12 настоящего Руководства по безопасности.

Предохранительные клапаны регулируются на повышенные (от 5 до 10%) величины внутреннего давления и вакуума, чтобы предохранительные клапаны работали вместе с дыхательными.

9.2.3. Дыхательные и предохранительные клапаны рекомендуется устанавливать совместно с огневыми предохранителями, обеспечивающими защиту от проникновения пламени в резервуар в течение заданного промежутка времени.

9.2.4. Для уменьшения потерь от испарения продукта под дыхательным клапаном рекомендуется устанавливать диск-отражатель, входящий в комплект клапана.

9.3. Контрольно-измерительные приборы и автоматика

9.3.1. Для обеспечения безопасной эксплуатации на резервуаре рекомендуется устанавливать соответствующие КИПиА (сигнализаторы максимального и минимального уровня нефти и нефтепродукта), уровнемеры, датчики температуры и давления, пожарные извещатели).

9.3.2. Приборы контроля уровня обеспечивают оперативный контроль уровня продукта. Максимальный уровень продукта контролируется сигнализаторами уровня (минимум два), передающими сигнал на отключение насосного оборудования. В РВСП рекомендуется устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

9.3.3. При отсутствии сигнализаторов максимального уровня предусматриваются переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива нефти и нефтепродукта сверх проектного.

9.3.4. Для размещения КИПиА на резервуаре рекомендуется предусмотреть необходимые конструкции установки и крепления: патрубки, кронштейны и др.

9.3.5. Предельные отклонения расположения конструкций установки и крепления при монтаже рекомендуется установить в документации по эксплуатации КИПиА.

9.4. Рекомендации по противопожарной защите

Для предотвращения возникновения, распространения и ликвидации возможного пожара рекомендуется руководствоваться Федеральным законом от 22 июля 2008 года N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».

9.5. Устройства молниезащиты и защита от статического электричества

9.5.1. Устройства молниезащиты резервуаров рекомендуется проектировать в составе раздела проектной документации «Оборудование резервуара» согласно положениям СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций».

9.5.2. Уровень и надежность защиты рекомендуется устанавливать в соответствии с СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций» в пределах от 0,9 до 0,99 в зависимости от типа резервуара, хранимого продукта и вместимости склада (категории склада) в соответствии с таблицей 31 настоящего Руководства по безопасности.

Таблица 31

Характеристика резервуара Уровень защиты Надежность защиты
Склад нефти и нефтепродуктов категории I
РВС для ЛВЖ I 0,99
РВСП I 0,99
РВСПК I 0,99
РВС для ГЖ II 0,95
Склад нефти и нефтепродуктов категории II
РВС для ЛВЖ I 0,99
РВСП II 0,95
РВСПК II 0,95
РВС для ГЖ III 0,90
Склад нефти и нефтепродуктов категории III
РВС для ЛВЖ II 0,95
РВСП II 0,95
РВС для ГЖ III 0,90

9.5.3. Защиту от прямых ударов молнии рекомендуется производить отдельно стоящими или тросовыми (уровень защиты I или II, в соответствии с СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций») установленными молниеприемниками (молниеотводами), токоотводы которых не имеют контакта с резервуаром. Тросовые молниеприемники (молниеотводы) применяются для снижения высоты молниеотводов на протяженных объектах при установке в ряд более 3 резервуаров в соответствии с технико-экономическим обоснованием.

При уровне защиты III (в соответствии с СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций») молниеприемник можно устанавливать на резервуаре.

Расчет молниеприемников (молниеотводов) рекомендуется выполнять, исходя из требуемого уровня защиты в соответствии с СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций».

Рекомендуется, чтобы в зону защиты молниеотводов входили не только резервуары и оборудование на крыше, а также:

  • для РВСПК — пространство высотой 5 м от уровня ЛВЖ в кольцевом зазоре;
  • для РВС с ЛВЖ при уровнях защиты I и II — пространство над каждым дыхательным клапаном, ограниченное полусферой радиусом 5 м.

9.5.4. Защита от вторичных проявлений рекомендуется обеспечивать организацией систем заземления и уравнивания потенциалов, обеспечением расстояний от молниеотводов до проводящих конструкций, применением устройства защиты от импульсных перенапряжений (при необходимости).

9.5.5. Между плавающей крышей, понтоном и корпусом резервуара рекомендуется устанавливать гибкие токопроводящие перемычки:

  • не менее двух — для резервуаров диаметром до 20 м;
  • не менее четырех — для резервуаров диаметром более 20 м.

9.5.6. Нижний пояс стенки резервуаров присоединяется через токоотводы к заземлителям, установленным на расстоянии не более чем 50 м по периметру стенки, но не менее чем в двух диаметрально противоположных точках. Соединения токоотводов и заземлителей выполняются на сварке. Разрешено присоединение резервуара к заземлителям производить на латунных болтах и шайбах через медные или оцинкованные токоотводы и приваренные к стенке резервуара бобышки заземления диаметром 45 мм с резьбовым отверстием М16. Переходное сопротивление контактных соединений — не более 0,05 Ом.

Рекомендуемые размеры заземлителей и заземляющих проводников, проложенных в земле, приведены в таблице 32 настоящего Руководства по безопасности.

Таблица 32

Материал Профиль сечения Диаметр, мм Площадь поперечного сечения, мм Толщина стенки, мм
Сталь оцинкованная Круглый:
— для вертикальных заземлителей; 12
— для горизонтальных заземлителей 10
Прямоугольный 75 3
Трубный 25 2

9.5.7. В разделе проектной документации «Оборудование резервуара» (подраздел «Молниезащита») разрабатываются мероприятия по защите резервуара от электростатической и электромагнитной индукции в зависимости от электрических характеристик продукта, производительности и условии налива продукта, свойств материала и защитных покрытий внутренних поверхностей резервуара.

Для обеспечения электростатической безопасности нефть и нефтепродукты рекомендуется заливать в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).

9.5.8. Рекомендуется подавать продукт в резервуар ниже находящегося в нем остатка. При заполнении порожнего резервуара нефть и нефтепродукты подаются со скоростью не более 1,0 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона или плавающей крыши.

9.5.9. Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуаров с плавающей крышей или понтоном ограничивается скоростью перемещения плавающей крыши (понтона) и рекомендуется более 3,3 м 3 /ч для резервуаров объемом до 700 м 3 , 6 м 3 /ч — для резервуаров объемом от 700 до 30000 м 3 включительно и 4 м 3 /ч — для резервуаров объемом более 30000 м 3 . При нахождении плавающей крыши (понтона) на стойках скорость подъема (снижения) уровня жидкости в резервуаре не более 2,5 м 3 /ч.