Проектирование измерительной системы измерения массы

 
 

Министерство  образования Российской Федерации

Курганский  государственный  университет

Кафедра автоматизации технологических  процессов в производстве 
 
 
 
 

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ

По дисциплине «Технические измерения и приборы»

Проектирование  измерительной системы измерения массы. 
 

                                                                   
 
 
 

                                                                  Выполнил: ст. группы Т-4137

                                                                                                        Гуссерт А.А.

                                                                         Руководитель: Дмитриева О.В. 
 
 

Содержание:

Введение. Краткий обзор методов измерения………………………………3

1. Описание объекта измерения……………………………………………...5

2. Разработка структурной схемы счетчика ………………………………...6

3. Выбор измерительных преобразователей…………………………..........9

4. Выбор промежуточных  преобразователей…………………………........18

5. Расчет точности ИИС……………………………………………………..26

Вывод..………………………………………………………………………..28

Используемая литература…………………………………………………...29 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение. Краткий обзор  методов измерения  массы нефти 

   При проведении учетно-расчетных операций применяют 
прямые и косвенные методы.

   При применении прямых методой измеряют массу продуктов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых 
счетчиков или массовых расходомеров с интеграторами.

   Косвенные методы подразделяют на объемно-массовый и 
гидростатический.

     Объемно-массовый метод

    При применении объемно массового метода измеряют 
объем и плотность продукта при одинаковых или приведенных к 
одним условиям (температура и давление), определяют массу 
брутто продукта, как произведение значений этих величин, а 
затем вычисляют массу нетто продукта.

   Плотность продукта измеряют поточными плотномерами или ареометрами для нефти в объединенной пробе, а 
температуру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема соответственно термометрами и манометрами.

    Определение массы нетто продукта

   При определении  массы нетто продукта определяют массу 
балласта. Для этого измеряют содержание воды и концентрацию 
хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу.

   Массу механических примесей определяют, принимая среднюю 
массовую долю их и нефти по ГОСТ 9965—76.

   Содержание  воды в нефти и концентрацию хлористых  солей 
измеряют, соответственно, поточными влагомерами и солемерами 
или определяют по результатам лабораторных анализов объединенной пробы нефти.

   В зависимости  от способа измерений объема продукта 
объемно-массовый метод подразделяют на динамический и 
статический.

   Динамический  метод применяют при измерении массы продукта непосредственно на потоке в нефтепродуктопроводах. При 
этом объем продукта измеряют счетчиками или преобразователями 
расхода с интеграторами.

   Статический метод применяют при измерении  массы продукта в 
градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.).

   Объем продукта в резервуарах определяют с помощью 
градуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической

измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных 
на полную вместимость, контролируют уровень наполнения, и 
определяют объем по паспортным данным.

     Гидростатический метод

   При применении гидростатического метола измеряют 
гидростатическое давление столба продукта, определяют среднюю 
площадь заполненной части резервуара и рассчитывают массу

продукта, как  произведение значений этих величин, деленное на 
ускорение силы тяжести.

   Массу отпущенного (принятого) продукта определяют двумя 
методами:

   как разность масс, определенных в начале и в  конце товарной 
операции вышеизложенным методом;

   как произведение разности гидростатических давлений в  начале 
и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части 
резервуара, из которого отпущен продукт, деленное на ускорение 
силы тяжести.

   Гидростатическое  давление столба продукта измеряют 
манометрическими приборами с учетом давления паров продукта.

   Для определения  средней площади сечения части резервуара металлической измерительной рулеткой или уровнемером 
измеряют уровни продукта в начале и в конце товарной операции 
и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют 
соответствующие этим уровням средние площади сечения.

   Допускается вместо измерения уровня измерять плотность продукта по п. 3.1.2 и определять:

   уровень налива для определения средней  площади сечения, 
как частного от деления гидростатического давления на плотность;

   объем нефти для определения массы  балласта, как частного от 
деления массы на плотность.

    Математические  модели прямых методов и их погрешностей приведены в МИ 1953—88.

   Математические  модели косвенных методов и их погрешностей 
приведены в обязательном приложении 2.

   Примеры вычислений массы продукта и оценки погрешностей 
методов приведены в справочном приложении 3.

   Примечание. Для внешнеторговых организаций при необходимости допускается рассчитывать массу в соответствии с положениями стандарта 
ИСО 91 /1—82 и других международных документов, признанных в СССР.

  
 

1. Описание  объекта измерения. Свойства нефти

    Физические свойства

Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зелёной  нефти). Средняя молекулярная масса 220—300 г/моль (редко 450—470). Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой. Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления. Она содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжелых не́фтей) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560—580 °C (90—95 %). Температура кристаллизации от −60 до + 30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже). Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм²/с для различных не́фтей, добываемых в России), определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше). Удельная теплоёмкость 1,7—2,1 кДж/(кг∙К); удельная теплота сгорания (низшая) 43,7—46,2 МДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2,0—2,5; электрическая проводимость [удельная] от 2∙10−10 до 0,3∙10−18 Ом−1∙см−1. 

Нефть — легковоспламеняющаяся  жидкость; температура вспышки от −35°C до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворённой в ней соли проводят обезвоживание и обессоливание.

2. Разработка структурной схемы счетчика.

 

                                Внешний интерфейс           Внешний интерфейс

                                                  U                               U                 220 В, 50 Гц

                                            10                           

                    

                           U                   10       U

 

                               Рис. 1 Структурная схема

1. Вычислительный блок
2. Измерительный преобразователь расхода жидкости
3. Измерительный преобразователь плотности жидкости
4. Блок искрозащиты
5. Блок питания
6. Преобразователь сигнала с плотномера
7. ЖК-дисплей
8. Клавиатура
9. Промежуточный преобразователь сигнала с плотномера
10. Сигнал с плотномера

 

Для этой структурной схемы подходит счетчик «Центросоник-М»

    Счетчик в зависимости от диапазона измерений  расхода жидкости имеет ряд типоразмеров.

    Обозначение счетчика по конструкторской документации и наибольшие и наименьшие значения расхода приведены в таблице 1. 

    Таблица 1

 

Для наших целей  подойдет счетчик «Центросоник-М-50» 

СОСТАВ СЧЕТЧИКА 

В состав счетчика входят:

-первичный преобразователь расхода ПП10;

- вычислитель  УВ-8, устанавливаемый на  преобразователе;

- адаптер АД-2;

- плотномер «ПЛОТ-3М» ;

- блок искрозащиты БИ с барьерами искрозащиты «Бастион» для плотномера «ПЛОТ-3М», “Бастион-1”( 2шт.) и “Бастион-2“ ;

- кабели связи  КС, КСП;

- кабель электропитания  КП.