Применение устройств для измерения давления, основанных на принципе пьезоэлектрического преобразования. Принцип получения сигнала. Характеристика устройства датчика избыточного давления Yokogawa EJA430 на приеме нефтеперекачивающей станции ЛПДС "Торгили".
Краткое сожержание материала:

Размещено на

Содержание

• Введение
• Технологическая характеристика ЛПДС "Торгили"
• Автоматизация нефтеперекачивающей станции
• Описание места установки датчика давления на приеме НПС 1
• Характеристика устройства датчика избыточного давления на приеме НПС 1 ЛПДС "Торгили" Yokogawa EJA430А
• Внешний вид преобразователя нового типа Yokogawa EJA430А и основные компоненты датчика
• Техническое обслуживание датчика давления на приеме НПС
• Описание технологии оформления наряда-допуска на ТО датчика давления на приеме НПС
• Охрана труда и техника безопасности
• Заключение
• Список используемой литературы

Введение

Для измерения избыточного давления, преобразования измеренной величины давления в унифицированный сигнал с целью дистанционной передачи измеренного параметра, разработаны различные измерительные приборы, называемые "преобразователи или датчики давления".

До недавнего времени чувствительным элементом преобразователей давления служили тензодатчики, собранные по мостовой схеме, в которых разбаланс измерительного моста преобразуется электронным преобразователем в токовый унифицированный сигнал.

Данный принцип получения сигнала в сенсорах (чувствительных элементах), несмотря на применение высокостабильных материалов, не обеспечивает стабильности преобразования, т.е. показатель основной погрешности "плывет" в процессе работы, что требует периодической (примерно раз в год) калибровки датчика.

В новом поколении преобразователей давления, совместно с применением микропроцессоров, используется другой принцип получения сигнала. Чувствительным элементом является искусственный монокристалл кремния, частота генерации которого изменяется в зависимости от величины приложенного давления.

Цифровой принцип нового сенсора, использующего частоту в качестве измеряемого сигнала, обеспечивает лучшую повторяемость и стабильность во времени, чем аналоговый, и имеет природный "иммунитет" к влиянию температуры, статического давления, вибрации и перегрузок по давлению. Это позволяет увеличить межповерочный интервал до 5 лет (снижение затрат на поверку), а применение цифровых протоколов обмена данных позволяет проводить удаленную настройку и конфигурирование датчиков давления.

И поэтому широкое применение нашли устройства для измерения давления, основанные на принципе пьезоэлектрическом преобразовании. На этом принципе и построена работа измерительного преобразователь давления, разряжения и разности давлений фирмы YOKOGAWA.

датчик пьезоэлектрическое преобразование давление

Технологическая характеристика ЛПДС "Торгили"

ЛПДС "Торгили" вводилась в эксплуатацию в два этапа: 1 этап: НПС "Торгили - 1" в 1973 году для проведения перекачки по нефтепроводу Усть - Балык - Курган - Уфа - Альметьевск; 2 этап: НПС "Торгили - 2" в 1977 году для проведения перекачки по нефтепроводу Нижневартовск - Курган - Куйбышев;

Общая протяженность технологических трубопроводов ЛПДС "Торгили" составляет 9761м, вспомогательных трубопроводов 2840м. НПС "Торгили - 1" протяженность технологических трубопроводов составляет 5077м, вспомогательных трубопроводов 1284м. НПС "Торгили - 2" протяженность технологических трубопроводов составляет 4684м, вспомогательных трубопроводов 1556м.

Проектная производительность:

Нефтепровод	Производительность
	За год, млн. т	За месяц, млн. т.	В сутки, тыс. т.	За 2 часа, тыс. т.
УБКУА	84,0	7,0	240,000	20,000
НКК	90	7,5	257,143	21,417

Фактические объемы перекачки нефти за год:

Нефтепровод, НПС, СИКН	Производительность
	За год, млн. т	За месяц, млн. т.	В сутки, тыс. т.	За 2 часа, тыс. т.
УБКУА НПС "Торгили - 1" СИКН № 110	66,697	5,558	190,532	15,880
НКК НПС 2Торгили - 2" СИКН № 112	64,597	5,383	184,562	15,380

Целевое назначение транспортировки нефти по системам магистральных нефтепроводов заключается в том, чтобы:

- первый этап - приемка нефти от производителя;

- второй этап - перекачка нефти по трубопроводам;

- третий этап - сдача нефти потребителю.

Линейно-производственная диспетчерская станция "Торгили" расположена в 0,5 км. от п. Торгили, Н - Тавдинского района, предназначена для приема нефти от НПС "Бачкун" и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод для транспортировки к НПС "Им. Чепурского".

Тюменское УМН и Курганское НУ пограничные подразделения между ОАО "Сибнефтепровод" и ОАО "Уралсибнефтепровод" обслуживающие магистральные нефтепроводы:

1." Усть - Балык - Курган - Уфа - Альметьевск" (УБКУА) - Ду 1220 мм.

2. "Нижневартовск - Курган - Куйбышев" (НКК) - Ду 1220 мм;

На ЛПДС "Торгили" расположено две нефтеперекачивающие станции:

· НПС "Торгили - 1" 641км является головной для технологического участка Торгили - Юргамыш который так же включает в себя 3 промежуточных станции НПС "им. Чепурского-1" 700км, "Исетское-1" 759км, "Чаши-1" 820км, нефтепровода "Усть - Балык - Курган - Уфа - Альметьевск" (УБКУА).

· НПС "Торгили - 2" 880км является головной для технологического участка Торгили - Юргамыш который так же включает в себя 3 промежуточных станции НПС "им. Чепурского-2" 938км, "Исетское-2" 997км, "Чаши-2" 1058км, нефтепровода "Нижневартовск - Курган - Куйбышев" (НКК).

Через ЛПДС "Торгили" проходит третий нефтепровод Шаим - Тюмень (Ш-Т) - Ду 530 мм.

Автоматизация нефтеперекачивающей станции

Система автоматизации НПС должна обеспечивать:

- централизованный контроль, включающий регистрацию, архивацию, документирование и отображение информации о работе технологического оборудования НПС;

- защиту технологического оборудования НПС;

- защиту линейной части МН от превышения давления;

- управление технологическим оборудованием НПС;

- автономное поддержание заданного режима работы НПС;

- изменение режима работы НПС по командам оператора НПС или диспетчера РДП (ТДП);

- связь с другими системами автоматизации и информационными системами на НПС;

- формирование и выдачу в СА предыдущей (по потоку нефти) НПС сигналов об аварийной остановке МНА в случае возникновении условий п.6.4.3.11 настоящего РД;

- прием от СА следующей (по потоку нефти) НПС сигналов об аварийной остановке МНА в случае возникновении условий п.6.4.3.11 настоящего РД.

При срабатывании агрегатной защиты система автоматизации должна блокировать выполнение команд управления МНА (ПНА):

включение ВВ привода МНА (ПНА);

открытие агрегатных задвижек, которые по условию функционирования защиты должны быть закрыты;

включение агрегатов индивидуальных вспомогательных систем, которые по условию функционирования защиты должны быть отключены.

При срабатывании общестанционной защиты система автоматизации должна блокировать выполнение команд управления оборудованием:

включение ВВ приводов МНА, ПНА;

открытие задвижек, которые по условию функционирования защиты должны быть закрыты;

включение агрегатов вспомогательных систем, которые по условию функционирования защиты должны быть отключены.

Система автоматизации должна блокировать пуск МНА, ПНА при отсутствии хотя бы одного из необходимых условий готовности к пуску НПС. Пуск МНА, ПНА также блокируется при отсутствии сигнала готовности к пуску данного агрегата.

Снятие блокировки управления, установленной общестанционной или агрегатной защитой, выполняется системой автоматизации только пос...