Система измерений количества и показателей качества нефти

метки: Давление, Измерение, Преобразователь, Задвижка, Работа, Шаров, Измерительный, Значение

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации.

Эффективная и безаварийная эксплуатация технологически опасных объектов предприятий нефтегазового комплекса, в частности объектов трубопроводного транспорта нефти, возможна только при наличии технических средств измерение технологических параметров. Это позволяет однозначно контролировать технологический процесс, предотвращать и локализовать возможные аварийные ситуации. Одним из наиболее важных показателей, является измерение избыточного давления в трубопроводе, поскольку давление должно быть достаточным для компенсации потерь давления на СИКН и обеспечения давления на выходе СИКН и поверочной установки.

Система измерения количества и показателей качества нефти предназначена для автоматического

В последние годы на мировом рынке автоматизации при измерении давления датчики разности давления с индуктивным выходом (типа ДМ, например, работающие совместно с вторичными приборами КСД) устарели и в настоящее время практически не применяются. Наибольшее распространение получили датчики с унифицированным токовым выходом (0-5, 0-20, 4-20 мА).

Цель данной аттестационной работы

Задачами выпускной квалификационной работы является:

• изучение технологии измерения количества и показателей качества нефти при ее транспорте;
• изучения средств автоматизации, применяемых на СИКН № 3;
• анализ существующих средств измерения давления;

При работе над проектом были использованы материалы ОАО «Балтнефтепровод» (инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 3 ярославское районное нефтепроводное управление ООО «Балтнефтепровод»).

1. Общие сведения

нефть автоматизация измерение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 3, принадлежащая ООО «Балтнефтепровод», предназначена для автоматического измерения массы брутто и показателей качества нефти, поступающей по нефтепроводу «Горький-Ярославль» диаметром 820 мм на ЛПДС «Ярославль», при учётных операциях по приему-сдаче нефти от ОАО «Верхневолжскнефтепровод» в ООО «Балтнефтепровод», с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти при вероятности 0,95 не более ±0,25% и пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при вероятности 0,95 не более ±0,35%.

Система измерения количества и показателей качества нефти

... измерения в автоматизированном режиме с требуемой точностью расхода нефти; для определения в автоматизированном режиме показателей качества нефти (плотность, вязкость, влагосодержание, давление, ... средств измерений, актов приема-сдачи нефти, паспорта качества нефти и других необходимых документов по учету нефти ... Нефть подается в блок измерительных линий, где производится замер количества нефти ...

Основные фу

• автоматическое измерение объёма и массы брутто нефти при рабочих условиях эксплуатации СИКН;
• автоматическое измерение значений плотности, влагосодержания и вязкости нефти;
• автоматическое измерение значений температуры и давления нефти;
• поверка и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода по трубопоршневой установке в автоматическом и ручном режиме управления;
• автоматический отбор проб принимаемой нефти;

— регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов.

Технологическая схема представлена на рисунке 1.1

????????? ?? http://www. /

????????? ??

Рис. 1.1 Технологическая схема СИКН № 3, Технологические параметры СИКН, Таблица 1

Наименование параметра	Ед. изм.	мин.	макс.
Рабочий диапазон расхода	м 3 /час	350	6600
Рабочий диапазон плотности нефти при 20 0 С и избыточном давлении равном 0	кг/м 3	850	890
Рабочий диапазон температуры нефти	С	0	40
Температура окружающей среды	С	— 50	50
Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти	сСт	15	70
Массовая доля воды	%	Не более 1
Массовая доля механических примесей	%	Не более 0,05
Концентрация хлористых солей	мг/ дм 3	Не более 300
Давление насыщенных паров	кПа	—	66,7
Содержание свободного газа	%	не допускается
Режим работы СИКН	Непрерывный
Режим работы ТПУ	Периодический
Способ поверки ТПУ	По передвижной ТПУ 1-го разряда или мерной установкой
Электроснабжение	380/220 В, 3-х фазное /однофазное
Классификация по пожаро- и взрывобезопасности	По НПБ По ПУЭ	— А — В-1а
Предел допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти	±0,25%
Предел допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти	±0,35%

1.1 Состав СИКН

В состав СИКН входят: технологическое оборудование; СИ, установленные на технологическом оборудовании и в операторной; блок измерения параметров качества нефти (БИК); вторичная аппаратура (ВА); система обработки информации (СОИ): измерительно-вычислительный комплекс ШОИ, АРМ оператора «Cropos».

1.2 СИ и технологическое оборудование

Основные средства измерений и оборудование указаны в таблице 1.2.

Таблица 1.

Наименование средств измерений и оборудования	Характеристики	Кол-во	Технологический номер
Задвижка «Daniel Valve» RQ-8 с электроприводом Rotork IQ40 на входе СИКН	Dy = 28″	1	308
Задвижка «Daniel Valve» CEG с электроприводом Rotork IQ40 и местным контролем протечек на байпасе СИКН	Dy = 28″	1	309
Задвижка «Daniel Valve» RQ-8 с электроприводом Rotork IQ40 на выходе СИКН в резервуарный парк ЛПДС «Ярославль»	Dy = 28″	1	310
Задвижка «Daniel Valve» RQ-8 с электроприводом Rotork IQ40 на выходе СИКН в резервуарный парк ОАО «Славнефть-ЯНОС»	Dy = 28″	1	311
Задвижка «M & J Valve» М303D с электроприводом Rotork IQ20 на входе ИЛ	Dу = 12″	4	312, 318, 321, 324
Задвижка «Daniel Valve» CEG с электроприводом Rotork IQ25 и местным контролем протечек на выходе ИЛ	Dy = 12″	4	313, 319, 322, 325
Задвижка «Daniel Valve» CEG с электроприводом Rotork IQ25 и местным контролем протечек на входе в коллектор ТПУ	Dу = 12″	4	314, 320, 323, 326
Задвижка «Daniel Valve» CEG с электроприводом Rotork IQ35 и местным контролем протечек на выходном коллекторе БИЛ	Dу = 16″	2	327, 328
Задвижка «Daniel Valve» CEG с электроприводом Rotork IQ25 и местным контролем протечек на входном коллекторе ТПУ	Dу = 16″	1	329
Задвижка «Daniel Valve» CEG с электроприводом Rotork IQ25 и местным контролем протечек на выходном коллекторе ТПУ	Dу = 16″	1	330
Поворотный клапан «VETEC» 72.2F, с электроприводом Rotork IQM12 на выходе ИЛ	D у = 12″	4	РР201 РР203 РР204 РР205
Струевыпрямитель перед ТПР	Dу = 250 мм	5
Преобразователь расхода жидкости турбинный HELIFLU TZN250-2000 фирмы «Faure Herman»	Dу = 250 мм Qмах = 2000 м3 /ч д = ± 0,15%	5	ТПР201 ТПР202 ТПР203 ТПР204 ТПР205
Преобразователь давления 3051TG Fisher-Rosemount на входном коллекторе БИЛ	Р = 0…1,6 МПа г = ±0,5%	1
Преобразователь перепада давления 3051CD Fisher-Rosemount на ФТО	Д Р=0…0,2 МПа г = ±0,5%	4
Преобразователь давления 3051TG Fisher-Rosemount после ТПР	Р = 0…1,6 МПа г = ±0,5%	4
Преобразователь давления 3051TG Fisher-Rosemount на выходном коллекторе БИЛ	Р = 0…1,6 МПа г = ±0,5%	2
Mанометр МТИ-1216 на входном коллекторе БИЛ	Р = 0…1,6 МПа д = ±0,6%	1
Mанометр МТИ-1216 до ФТО	Р = 0…1,6 МПа д = ±0,6%	4
Mанометр МТИ-1216 после ФТО	Р = 0…1,6 МПа д = ±0,6%	4
Mанометр МТИ-1216 после ТПР	Р = 0…1,6 МПа д = ± 0,6%	4
Mанометр МТИ-1216 на выходном коллекторе БИЛ	Р = 0…1,6 МПа д = ± 0,6%	2
Преобразователь температуры ТСПУ 65-644 Fisher-Rosemount после ТПР	Т = 0…50?С = ± 0,2?С	4
Термометр лабораторный ТЛ-4 после ТПР	Т = 0…55?С = ± 0,2?С	4
Пробозаборное устройство щелевого типа ИМСМ.2010.700.00	S=1526 мм 2	1	ПЗУ
Фильтр тонкой очистки « Plenty Filters»	Р max = 1,6 Мпа Т = -40…+40?С	5	Ф1 Ф2 Ф3 Ф4 Ф5
Предохранительный клапан «Leser» на ФТО	Р р = 0,6 МПа	5
Кран «Балломакс» на дренаже с входного коллектора возле ПЗУ	Dу 50 Р у 40	1	4Д
Кран шаровый «NAVAL»	DN 100 PN 16	5
Кран шаровый «NAVAL»	DN 50 PN 40	8
Кран шаровый «NAVAL»	DN 25 PN 40	5
Кран шаровый «NAVAL»	DN 15 PN 40	4
Клапан предохранительный СППК	Dу = 50 мм Pуст =1,2 МПа	2
Датчик загазованности ДГО-2	0-30% НПВ ±2%	3
Бридж-мультиплексор «Olencom»		1
Расходомер турбинный со струевыпрямителем FE202-Г «Faure Herman»		1
Компактный встраиваемый компьютер UC-7122-CE «Olencom»		1
Датчик избыточного давления «Emerson Processed Management AG»	0…2,0 МПа	1
Манометр для точных измерений ОАО «Манотомь»	0…1,6 Мпа	3
Датчик перепада давления «Emerson Processed Management AG»	0…0,02 Мпа	1
Термометр ртутный, стеклянный ОАО «Термоприбор»	Т = 0…45?С = ± 0,1?С	1
Датчик температуры «Emerson Processed Management AG»	Т = -5…+45?С	1
Клапан поворотный с сегментным затвором межфланцевый (регулятор расхода) Flowserve, с электроприводом Rotork (ANSI 150),	DN 300 (12″), PN 2,0МПа	1	РР202
Кран шаровой запорный полнопроходной MSA с контролем протечек, с электроприводом Rotork	DN300, PN 20	3	315 316 317
Кран шаровой запорный полнопроходной «NOVAL»	DN50, PN 1,6 МПа	1
Кран шаровой запорный полнопроходной ООО «ИК Энерпред-Ярдос »	DN25, PN 1,6МПа	1
Блок измерения качества нефти		1	БИК
Задвижка «Daniel» C-303 с электроприводом Rotork IQ10 на входе БИК	Dу = 2″	1	101
Задвижка « Daniel» C-303 с электроприводом Rotork IQ10 на выходе БИК	Dу = 2″	1	102
Преобразователь плотности жидкости измерительный мод. 7835	=300…1100 кг/м 3 = ± 0,3 кг/м 3	2	Пл101 Пл102
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм	W = 0,1…2,0% об = ± 0,05% об	2	Вл101 Вл102
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный мод. 7829	v = 0…100 сСт г = ± 1%	1	Вз101
Расходомер-счетчик ультразвуковой «Взлет-РС» УРСВ-110	Q = 0,2…21 м3 /ч д = ± 5%	1	УПР101
Преобразователь температуры ТСПУ 65-644 Fisher-Rosemount	Т = 0…50?С = ± 0,2?С	2	ДТ101 ДТ102
Термометр лабораторный ТЛ-4	Т = 0…55?С = ± 0,2?С	2	Т101 Т102
Преобразователь избыточного давления 3051TG Fisher-Rosemount	Р = 0…1,6 МПа г = ±0,5%	1	ДД101 ДД102
Mанометр МТИ-1216	Р = 0…1,6 (0…2,5) МПа д = ± 0,6%	6	М101… М106
Фильтр сетчатый «PLENTY»	D у = 2″	2	Ф101 Ф102
Насос «Verder MAG»	Q = 8 м 3 /час H = 20,4 м	2	Н101 Н102
Насос промывки «MOLDOVAHIDROMAG» с промывочной емкостью	Q = 6,3 м3 /час H = 20 м Vемк = 90л	1	Н103
Кран шаровой «NAVAL»	DN 50 PN 40	29
Кран шаровой « NAVAL»	DN 25 PN 40	15
Кран шаровой « NAVAL»	DN 15 PN 40	23
Автоматический пробоотборник фирмы Cliff Mock True-Cut модель С-22 с контейнерами проб	D у = 2″	2	ПА101 ПА102
Диспергатор	Dу = 50 мм Ру = 4,0 МПа	1	Д101
Весы Mettler Toledo	М= 0…6 кг КТ — III	2	ВП101 ВП102
Шаровой клапан «Pfeiffer» BR26D с электроприводом Rotork IQM105 на выходе БИК	Dу = 25 мм Р н = 2,5 МПа	1	РР101
Датчик пожарный ИП-103-1В		3
Датчик загазованности СТМ-10	Порог срабатывания -10, 30% НПВ = ±5%	2
Обогреватель электрический взрывозащищенный ОЭВ-7	W = 0,25 кВт	2
Регулятор температуры Т21ВМ-1-03		2
Оптический датчик ЗАО «»Электростандарт-прибор» г.Гатчина		2
Пороговое устройство ЗАО «»Электростандарт-прибор» г.Гатчина		1
Преобразователь вязкости «Mobrey Solartron»		1
Проточная камера для преобразователя вязкости «Mobrey Solartron»		2
Конвертор RS-485/RS-232 «Advantech»	разъёмы : винтовые клеммы, DB9 female	4
Шкаф приборный обогреваемый одностороннего обслуживания с рентгеновской трубкой ГК»ЭнергоЛАБ»		1
Поточный анализатор содержания серы «SPECTRO»		1	QT101-Г
Средство защиты от перенапряжения для RS-485 «Phoenix Contact»		2
Командный аппарат взрывозащищенный с кнопкой типа «гриб», 1 норм. замкнут, +1 норм. разомкн. контакт, конпка «пуск/стоп», 1 норм. замкнутый + 1 норм. разомкн. контакт ООО «КОРТЕМ-ГорэлтЕх»		1
Реле 220В «Phoenix Contact»		1
Автоматический выключатель однофазный «ИЭК»	220 В, 1,6 А	1
Кран шаровой запорный полнопроходной ООО «ИК Энерпред-Ярдос »	DN 50 PN 1,6 МПа	5
Кран шаровой запорный полнопроходной ООО «ИК Энерпред-Ярдос »	DN 25 PN 1,6 МПа	2
Кран шаровой запорный полнопроходной ООО «ИК Энерпред-Ярдос »	DN 15 PN 1,6 МПа	5
Кран шаровой регулирующий ООО «ИК Энерпред-Ярдос »	DN 50 PN 1,6 МПа	1

1.3 Система сбора, обработки информации и управления

Система сбора и обработки информации и управления (СОИ) представляет собой единый измерительно-вычислительный комплекс по сбору и обработке данных от первичных средств измерения и управления технологическим процессом при проведении учетных операций, метрологических работ (управление электроприводными задвижками, регуляторами расхода, автоматическим пробоотбором и т.д.).

Функционально СОИ состоит из следующего оборудования, приведённого в таблице 3.

Таблица 1.3 — Структура СОИ

Наименование
ШОИ
Контроллер расхода Floboss 600
Контроллер ТПУ Floboss 600
Барьер искрозащиты «Elcon»
Блок питания 24 В
Кросс оптический
Медиаконвертеры
Медиаудлинители
GPS модуль
Коммутаторы «D-Link»
Ноутбук «Dell Inc.»
Системные блоки АРМ операторов
ШП №2, шкаф вторичной аппаратуры
Шкаф приборный «Rittal» 19”
Вторичная аппаратура влагомеров УДВН-1пм
Вторичная аппаратура ультразвукового расходомера «Взлет»
Блок гарантированного питания с батареей «POWERWARE»
ШП №3, шкаф управления и сигнализации
Шкаф приборный «Rittal» 19”
Сигнализатор концентрации горючих газов СТМ-10
Прибор пожарно-охранный ППКОП
Световая и звуковая сигнализации, кнопки управления
ШП №4, шкаф контроллера
Шкаф приборный «Rittal» 19”
Контроллер управления приводами Rotork Simatic
Шкаф АРМ СИКН
Медиаудлинители
Медиаконвертеры
Коммутаторы «D-Link»
Кросс оптический
Барьер искрозащиты «Elcon»
Принтер матричный «Epson»
Принтеры лазерные HP
АРМ оператора (основное и резервное)
АРМ оператора СИКН №1
АРМ оператора СИКН №2
АРМ оператора СИКН №3
АРМ оператора СИКН №4

1.4 Рабочие эталоны

Трубопоршневая установка (ТПУ) «Daniel — 1900» предназначена для поверки и контроля метрологических характеристик турбинных преобразователей расхода, смонтированных на измерительных линиях СИКН[1].

Средства измерений и оборудование, входящие в состав ТПУ приведены в таблице 4.

Таблица 1.4 — Средства измерений и оборудование, входящие в состав ТПУ

Наименование средств измерений и оборудования	Характеристики	Кол-во	Обозначение по схеме
Трубопоршневая установка «Daniel-1900»	Dу=720 мм, Q мах =1900 м3 /ч , д= ± 0,05%	1	ТПУ
Кран «Daniel Valve» 4-х ходовой с электроприводом Rotork IQ25 с местным контролем протечек	Dу = 12″	1	ПК001
Задвижка «Daniel Valve» CEG с местным контролем протечек	Dу = 12″	1	331
Регулятор расхода «VETEC» с электроприводом Rotork IQM 12 на выходе ТПУ	Dу = 12″	1	РР5
Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем для подключения передвижной ПУ	Dу=200 мм , Р н =1,6 Мпа	2	29 30
Манометр МТИ	Р=0…1,6 Мпа, д= ± 0,6%	3
Преобразователь избыточного давления 3051СG Fisher-Rosemount	Р=0…6,4 Мпа, г = ±0,5%	2
Преобразователь температуры ТСПУ 65-3144 Fisher-Rosemount	Т= 0…50?С , = ± 0,2?С	2
Термометр лабораторный ТЛ-4	Т=0…55?С, = ± 0,2?С	2
Клапан предохранительный Taylor Valve	Dу = ѕ » , Pуст =1,2 МПа	1
Клапан предохранительный СППК	Dу = 50 мм, Pуст =1,2 МПа	1	ПК-1
Датчик загазованности ДГО-2	0-30% НПВ, = ±2%	3

2. Схема СИКН

2.1 Технологическая схема СИКН

Технологическая схема СИКН № 3 (в составе ЛПДС) представлена на рисунке 2.1. В зависимости от условий эксплуатации каждая ИЛ СИКН может быть рабочей или резервной. Нефть, поступающая с нефтепровода Горький-Ярославль диаметром 820 мм, учитывается одной, двумя, тремя четырьмя или пяти параллельно работающими измерительными линиями.

Нефть, поступающая по нефтепроводу «Горький-Ярославль» через задвижку № 39 проходит через блок фильтров грязеуловителей, задвижку № 308 и далее на БИЛ, где, пройдя фильтры тонкой очистки, струевыпрямители, ПР и далее через регулирующее устройство давления на выходе измерительной линии, через задвижку № 310 на ЛПДС «Ярославль». При этом задвижки № 37, № 38, № 309 закрыты и опломбированы представителями ЯРНУ и ГРНУ.

Контрольные пломбы ставятся на задвижки №№ 309, 37, 38 на ПР на ИЛ, на дверцах шкафов ВА и в других необходимых случаях.

О наличии пломб и причинах их снятия делается запись в соответствующих журналах.

Технологическая схема СИКН содержит пять рабочих ИЛ. Каждая ИЛ состоит из входной задвижки (№№ 312, 315, 318, 321, 324), фильтра тонкой очистки (Ф1 ~ Ф 5), струевыпрямителя, ПР, регулирующего давление устройства, выходной задвижки (№№ 313, 316, 319, 322, 325).

Параллельно выходным задвижкам смонтированы задвижки (№№ 314, 317, 320, 323, 326) для соединения рабочей ИЛ с ТПУ.

Фильтры тонкой очистки служат для очистки нефти от механических примесей. На входе и выходе фильтра установлены устройства отбора давления для подсоединения манометров. Манометры с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа, класс точности 0,6.

Струевыпрямители установлены в начале ИЛ и служат для выравнивания потока нефти перед ПР, чем обеспечивается стабильность характеристик ПР.

Для включения СИКН в работу подготавливаются коллекторы входа и выхода СИКН и затем открываются задвижки на ИЛ, которая будет включена в работу. Остальные задвижки на измерительных линиях закрыты.

Байпасные задвижки СИКН закрыты, проверены на герметичность.

ИЛ заполняется нефтью постепенно на закрытую выходную задвижку. Убедившись, что течи нефти в ИЛ нет, открывают выходную задвижку и с помощью регулирующих заслонок на выходе ИЛ создается необходимое давление, обеспечивающее все технологические пар аметры СИКН при проведении ТКО.

Технологические переключения производятся путем закрытия и открытия соответствующих задвижек (см. таблицу 2.1) [1].

Таблица 2.1 — Закрытия и открытия соответствующих задвижек

№ ИЛ в работе	№ задвижек
	Открыть	З акрыть	П роверить на герметичность и опломбировать
1	308, 312, 313, 310; 301, 302, 303, 304, (или 301, 302, 305,306 или 303,304,305,306), 39	37, 38, 307, 309, 314, 315, 316, 317, 318, 319, 320, 321, 322, 323, 324, 325, 326, 329, 311, 330	37, 38, 309
2	308, 315, 316, 310; 301, 302, 303, 304, (или 301, 302, 305,306 или 303,304,305,306); 39	37, 38, 307, 309, 312, 313, 314, 317, 318, 319, 320, 321, 322, 323, 324, 325, 326, 329, 311, 330	37, 38, 309
3	308, 321, 322, 310; 301, 302, 303, 304, (или 301, 302, 305,306) или 303,304,305,306); 39	37, 38, 307, 309, 312, 313, 314, 315, 316, 317, 318, 319, 320, 323, 324, 325, 326, 329, 311, 330	37, 38, 309
4	308, 324, 325, 310; 301, 302, 303, 304, (или 301, 302, 305,306 или 303,304,305,306); 39	37, 38, 307, 309, 312, 313, 314, 315, 316, 317, 318, 319, 320, 321, 322, 323, 326, 329, 311, 330	37, 38, 309
5	308, 318, 319, 310; 301, 302, 303, 304, (или 301, 302, 305,306 или 303,304,305,306); 39	37, 38, 307, 309, 312, 313, 314, 315, 316, 317, 320, 321, 322, 323, 324, 325, 326, 329, 311, 330	37, 38, 309

Опорожнение систем ИЛ от нефти производится открытием соответствующих вентилей на дренажных линиях в емкость откачки утечек.

При этом количество нефти, поступившей в емкость сбора утечек,

На входном коллекторе СИКН установлено пробозаборное устройство щелевого типа в соответствии с ГОСТ 2517 — 85, через которое нефть поступает в БИК нефти.

Нефть, поступая в БИК, прокачивается насосом через плотномеры, влагомеры, вискозиметр и автоматический пробоотборник, затем возвращается через выкидную трубу во входной коллектор СИКН. При этом происходит автоматическое определение плотности, вязкости, температуры, влагосодержания, давления с последующей дистанционной передачей в измерительно-вычислительный комплекс ШОИ для пересчета объема нефти в массу брутто и выдачи информации на дисплей и принтер.

Для предотвращения повышения давления в системе СИКН схемой предусмотрена двойная защита оборудования и трубопроводов:

— при давлении 0,6 МПа открывается сбросная задвижка № 307;

— при давлении 0,7 МПа срабатывают предохранительные клапаны.

При этом количество нефти, поступившей в калиброванный резервуар аварийного сброса, учитывается отдельным актом по Паспорту качества текущей смены.

КМХ рабочих ПР производится по ТПУ, при этом открываются задвижка № 329 и задвижка выхода нефти с измерительной линии (ИЛ) в приемный коллектор ТПУ (№№ 314 или 317 или 320 или 323 или 326), а задвижка на выходе поверяемой линии (соответственно №№ 313 или 316 или 319 или 322 или 325) закрывается и проверяется на герметичность.

После ТПУ нефть, пройдя задвижки №№ 331, 330 поступает в нефтепровод закачки на ЛПДС «Ярославль».

2.2 Режимы работы блока измерения качества (БИК)

Технологическая схема БИК приведена на рисунке 2.2. Блок измерения качества нефти реализован по насосной схеме и имеет в своем составе две линии качества, оснащенных поточными преобразователями и средствами измерения, обвязка которых позволяет обеспечить работу поточных средств измерения в последовательном или параллельном режиме, а также вывод из работы одного из средств измерений не нарушая учетных операций.

Часть потока с входного коллектора отбирается через щелевое пробозаборное устройство (ПЗУ) и поступает на блок измерения качества нефти.

Нефть от пробозаборного устройства через входную задвижку ЗД101, фильтры поступает на насосы и далее через обратные клапаны и шаровой кран на плотномеры Пл101, Пл102. На выходе плотномера установлен узел подключения пикнометрического стенда, состоящий из шаровых кранов К182, К183, К184, К185. Далее нефть поступает на автоматический пробоотборник ПА, диспергатор Д101 с вентилем ручного отбора проб и на влагомеры Вл101, Вл102.

С выхода влагомера нефть последовательно поступает на поточный

Давление и температура нефти измеряются соответственно преобразователем давления ДД101 и преобразователями температуры ДТ101, ДТ102.

Рис.2 Структурная схема БИК

2.3 Структурная схема СОИ

Структурная схема соединений СОИ СИКН представлена на рисунке 2.3.

Система обработки информации состоит из комплекса средств обработки информации, устройств ввода и вывода информации, устройств сопряжения, индикации и регистрации результатов, блоков питания и искрозащиты, вторичных приборов и вспомогательных устройств.

Оборудование СОИ располагается в приборных шкафах:

• шкаф приборный №1 -ШОИ;
• шкаф приборный №2 — вторичной аппаратуры;
• шкаф приборный №3 — управления и сигнализации;
• шкаф приборный №4 — шкаф контроллера;
• шкаф приборный №5 -шкаф АРМ.

Сигналы от ПР, преобразователей давления и температуры блока измерительных линий, а также сигналы от плотномеров, влагомеров, вискозиметра, преобразователей температуры и давления, смонтированных в БИК, поступают на измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) ШОИ . Управление четырехходовым краном и обработка сигналов ТПУ осуществляются так же ШОИ.

Управление задвижками и регуляторами расхода осуществляется контроллером Simatic, связанным по интерфейсу RS 232 с рабочим местом «АРМ оператора».

Объемно-массовый динамический метод измерения количества нефти основан на одновременном измерении объема и плотности нефти. Поток нефти воздействует на турбину ПР и создает в магнитоиндукционном датчике пропорциональный ему частотно-импульсный сигнал, который поступает на ИВК.

ИВК, на которую поступают также сигналы с датчиков плотномеров,

Оператор управляет процессом с ПК. Если показания включенного на линии плотномера превышают заданные пределы, блок аварийной сигнализации выдает сигнал отказа плотномера. Оператор включает в работу резервный плотномер.

Измерительно-вычислительный комплекс ШОИ позволяет производить поверку, КМХ ПР по заложенной в нём программе.

Контроль работы оборудования осуществляется с приборного щита и дисплея, в случае отказов и отклонений от нормы информация-предупреждение выдается на монитор АРМ оператора.

АРМ обеспечивает:

• двухстороннюю связь с ИВК;

— визуализацию в реальном времени метрологических и технологических параметров в процессе учета нефти;

• управление запорной арматурой;
• управление регуляторами расхода;

— оповещение персонала в случае выхода параметров за допустимые пределы, аварийных ситуациях и нарушении технологического режима с регистрацией в базе данных;

• формирование, печать и хранение в течение 12 месяцев:

1) паспортов качества нефти;

2) актов приема-сдачи нефти;

3) протоколов поверки ПР по ТПУ;

????????? ?? http://www. /

????????? ??

Рис. 3 Структурная схема соединений СОИ СИКН

4) журналов контроля ПР по ТПУ;

5) режимных листов;

6) всех типов отчетов (текущих, оперативных, сменных, суточных);

7) интеграцию узла учета нефти в корпоративную информационную сеть предприятия;

8) передачу информации на верхний уровень.

Печать отчетной документации производится на сетевом принтере.

Управление электроприводными задвижками и регуляторами расхода осуществляется через АРМ контроллером Simatic по двухпроводной схеме.

АРМ оператора обеспечивает информационный обмен с контроллером Simatic по протоколу

3. Порядок эксплуатации СИКН

3.1 Порядок включения СИКН в эксплуатацию

Подготовку и пуск СИКН в работу осуществляется оператором ЯРНУ по указанию диспетчера ЯРНУ с уведомлением диспетчера ГРНУ.

3.2 Подготовка блока измерительных линий

При подготовке технологического оборудования блока измерительных линий операторы СИКН должны выполнить следующее:

• проверить техническое состояние фильтров, преобразователей расхода, преобразователей давления и температуры, термометров и манометров, систем контроля протечек, трубопроводов, запорной арматуры, регуляторов расхода;

— проверить наличие и целостность пломб и клейм на запорной арматуре и средствах измерений установленных на СИКН;

— проверить соответствие положения запорной арматуры и регуляторов расхода и давления на СИКН и в окне на мониторе АРМ оператора.

— закрыть все дренажные задвижки и вентили;

— закрыть воздушные вентили на фильтрах;

— открыть вентили на всех манометрах;

— открыть окно ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА, выбрать и открыть требуемые измерительные линии.

Операторы в своих журналах регистрируют время включения в работу измерительных линий, их номера, плотность нефти, величины давления и температуры на измерительных линиях и БИК.

Через 10 минут работы СИКН удалить воздух из в

3.3 Подготовка блока контроля качества

Подготовку и пуск БИК в работу осуществляет оператор СИКН совместно с Подрядчиком.

• проверить техническое состояние поточных преобразователей, автоматических пробоотборников, преобразователей давления и температуры, трубопроводов, запорной арматуры, регулятора расхода;

— проверить положение запорной арматуры;

— открыть вентили на манометрах;

— закрыть все дренажные задвижки и краны;

— закрыть воздушный вентиль;

— подключить к автоматическим пробоотборникам контейнеры отбора объединенных проб;

— выбрать и открыть необходимую схему работы линии качества.

Через 10 минут работы насосов удалить воздух из верхних точек трубопроводов БИК.

3.4 Подготовка к работе системы обработки информации

Подготовку и пуск СОИ в работу осуществляет Подрядчиком совместно со службами ЯРНУ (согласно разграничениям зон ответственности) в присутствии оператора СИКН.

Проверить наличие напряжения питания и включить:

• шкаф силового управления;

— блоки питания;

• ШОИ с принтером;

— системный блок АРМ оператора в комплекте с монитором и принтером;

— вторичную аппаратуру влагомеров;

• вторичную аппаратуру ультразвукового расходомера «Взлет»;
• вторичную аппаратуру сигнализаторов загазованности;

— прибор пожарно-охранный.

Для контроля и управления технологическим процессом оператору руководствоваться документом «

3.5 Перечень контролируемых параметров

Контроль технологических параметров производится в окне СХЕМА СИКН. Контролю подлежат следующие параметры:

— объемный мгновенный расход через СИКН, м³ /час;

— массовый мгновенный расход через СИКН, т/час;

— нарастающая за 2 часа, м^{3 ;}

• нарастающая за 2 часа, т

— нарастающая за сутки, м³ ;

— нарастающая за сутки, т;

— текущее значение давления во входном и выходном коллекторе, МПа;

— перепад давления на фильтрах измерительных линий 1-5, МПа;

— текущее значение давления на входе и выходе ТПУ, МПа;

— текущее значение температуры на входе и выходе ТПУ, С;

— объемный мгновенный расход через измерительные линии 1-5, м³ /час;

— текущее значение температуры в измерительных линиях 1-5, С;

— текущее значение давления в измерительных линиях 1-5, МПа;

— объемный мгновенный расход через БИК, м³ /час;

— текущее значение плотности в БИК, МПа;

— текущее значение вязкости, сСт;

— текущее значение температуры в БИК, С;

— текущее значение давления в БИК, МПа;

— текущее значение влагосодержания, %;

— количество отобранных проб пробоотборниками;

— процент открытия регулирующих заслонок на измерительных линиях, в БИК и ТПУ;

— положение задвижек СИКН;

— информацию о работе насосов и вентилятора БИК, сигналы о загазованности и пожаре СИКН и БИК; и сигналы аварии запорной арматуры.

В окне ДОКУМЕНТЫ просматриваются следующие документы:

• формирование актов приема-сдачи по валовым объемам;

— разделение массы по производителям;

• формирование акта приема-сдачи по маршрутным поручениям;
• текущие отчеты.

4. Пользование «АРМ-оператора»

Программой верхнего уровня является ПК «CROPOS», который предназначен для использования в составе систем автоматизации технологического процесса учета нефти с целью:

• повышения качества ведения технологического процесса и его безопасности;

— повышения оперативности действий технического персонала минимизации негативного действия «человеческого фактора»;

— улучшения технико-экономических показателей работы, снижения трудоемкости по контролю и управлению технологическими процессами;

— улучшения условий труда технического персонала.

Программный комплекс в составе систем измерения количества и показателей качества нефти, оснащенных любыми типами преобразователей расхода, обеспечивает:

• двусторонний обмен данными между контроллерами (вычислителями расхода) и автоматизированным рабочим местом оператора;
• отображение метрологических и технологических параметров, состояний объектов автоматизации;

— выработку аварийных и предаварийных сигналов при отклонении технологических параметров за допустимые пределы со звуковой сигнализацией и наглядным оповещением;

— вычисление средневзвешенных значений параметров;

• вычисление массы нетто нефти с относительной погрешностью не более 0,015 %;
• расчёт суммарного расхода нефти, перекачиваемой через блок измерительных линий;
• управление процессами поверки преобразователей расхода по стационарной турбопоршневой установке, автоматическая обработка результатов;
• управление процессами контроля метрологических характеристик преобразователей расхода по СТПУ;
• управление пробоотборниками пропорционально массе перекачке;
• КМХ плотномеров по ареометру или по лабораторному плотномеру в соответствии с принятой методикой выполнения измерений плотности;
• управление исполнительными механизмами (кранов шаровых, регуляторов расхода и т.д.);
• формирование и архивирование отчетных документов (оперативных, сменных, суточных, паспортов и актов приема-сдачи нефти валовых и по партиям);
• архивацию, отображение, и вывод на печать графиков технологических параметров;
• вывод на печать протоколов и отчетных документов;
• подготовку информации для передачи в систему телемеханики;
• защиту от несанкционированного доступа.

По своему функциональному назначению программный комплекс является информационно-управляющим., В качестве объектов автоматизации приняты:

— турбинные преобразователи расхода;

— пробоотборники автоматические;

— поточные преобразователи плотности;

— поточные преобразователи влагосодержания;

— СТПУ;

— регуляторы расхода или регуляторы давления;

— краны шаровые или задвижки.

Программный комплекс содержит следующее программное обеспечение:

— ПО АРМ оператора СИКН;

• ПО АРМ оператора РСУ.

На одну ЭВМ может быть установлено только одно из перечисленных ПО.

5. Измерение избыточного давления в СИКН

Избыточное давление в трубопроводе при всех режимах работы должно быть достаточным для компенсации потерь давления на СИКН и обеспечения давления на выходе СИКН и поверочной установки. Значение минимального избыточного давления следует определять по формуле:

Р = 2,06 Рн + 2 DР , (5.1)

где Р — минимальное избыточное давление в выходном коллекторе СИКН, МПа;

Рн

D Р — перепад давления в ПР.

При проектирование СИКН, технические характеристики выбранного преобразователя давления, должны обеспечивать необходимую точность измерений при заданных технологических режимах работы СИКН и характеристиках нефти.

5.1 Анализ преобразователей давления

При проектирование СИКН, технические характеристики выбранного преобразователя давления, должны обеспечивать необходимую точность измерений при заданных технологических режимах работы СИКН и характеристиках нефти[6].

Датчики измерения перепада давления чаще всего применяются комплектно с первичными преобразователями расхода (сужающими или напорными устройствами).

Датчики перепада осуществляют преобразование измеренной разности давлений в непрерывный аналоговый выходной унифицированный сигнал тока, напряжения или индуктивности. Датчики разности давления с индуктивным выходом (типа ДМ, например, работающие совместно с вторичными приборами КСД) устарели и в настоящее время практически не применяются. Наибольшее распространение получили датчики с унифицированным токовым выходом (0-5, 0-20, 4-20 мА)[5].

Внешний вид такого датчика представлен на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1

Чувствительным элементом датчика перепада является упруго деформируемая измерительная мембрана с закрепленными на ней тензорезисторами. Измерительная мембрана изолирована от рабочей среды. Давление среды прикладывается к защитным мембранам (рисунок 5.2), расположенным с обоих сторон от измерительной мембраны. Полости между защитными и измерительной мембранами заполнены специальной жидкостью. Под действием приложенных давлений защитные мембраны деформируются, деформируя измерительную мембрану — в след за ней деформируются тензорезисторы. При этом их сопротивление изменяется. Это изменение сопротивления воспринимается электроникой датчика перепада и соразмерно преобразуется в то или иное значение выходного аналогового сигнала. В отличие от обычного датчика давления, у которого измеряемое давление прикладывается только к одной стороне мембраны, к мембране датчика разности давления измеряемое давление среды прикладывается с обеих сторон. Поэтому корпус датчика перепада имеет два присоединительных штуцера: плюсовой и минусовой штуцеры.

Штуцеры располагаются параллельно друг другу с одной стороны датчика, но встречаются датчики и с соосным расположением штуцеров. Если давление среды, приложенное к плюсовому штуцеру, больше давления среды в минусовом штуцере, то датчик покажет разницу (перепад) давлений со знаком плюс. Если к плюсовому штуцеру приложено меньшее давление чем к минусовому, то перепад будет со знаком минус.

Рисунок 5

Датчики измерения разности давления чаще всего рассчитаны на измерение сравнительно небольших значений давлений среды — предельные значения измеряемого давления от нескольких десятков миллиметров водяного столба (мм.вод.ст), до нескольких сотен кПа. С первичными преобразователями расхода, такими как диафрагмы, трубы Вентури, трубки Пито-Прандтля и др. датчики перепада соединяются посредством двух импульсных трубок [5].

Импульсные трубки (импульсная трубная проводка) в большинстве случаев выполняют из толстостенной металлической трубки диаметром 14…16 мм. Прокладка импульсных труб выполняется в соответствии с требованиями правил измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами РД 50-213-80. Особое внимание при монтаже импульсной трубной проводки уделяется наличию и направлению уклонов, одинаковой длине плюсовой и минусовой линий, расположению отборов и изгибов на одном уровне. Импульсная линия должна быть минимально возможной длины, так как с увеличением ее протяженности возрастает задержка распространения импульса давления, что особенно критично для контуров регулирования интенсивно протекающих процессов. Рассчитать приблизительное (без учета коэффициентов затухания и т.п.) время запаздывания импульса давления можно по следующей формуле:

(5.2)

где Дt — время запаздывания импульса давления;

L — длина импульсной трассы;

• С — скорость прохождения звука в заполненной трассе;

Зависимость скорости

(5.3)

где С — скорость распространения звука внутри заполненной импульсной трассы;

X — показатель адиабаты среды внутри трассы;

P — абсолютно t давление среды в импульсной трассе;

р — плотности среды при рабочих условиях;

Для воды с температурой от 20 до 100°С показатель адиабаты можно принять равным 1,327.

Кроме того чем длиннее импульсная линия, тем больше она склонна к засорению или перемерзанию. Окрашивание импульсных трасс производиться краской того же цвета, что была использована для окрашивания основного трубопровода в соответствии с указаниями ГОСТ 14202-69.

Присоединение датчика перепада к импульсным трассам (рисунок 5.3) осуществляется через игольчатые вентиля или специальные вентильные блоки. На одной импульсной трассе устанавливается два вентиля: один вентиль непосредственно перед датчиком перепада, второй в месте отбора импульса давления для отсоединения импульсной трассы от процесса. Первый вентиль на импульсной трассе со стороны трубопровода называется технологическим и обслуживается (заменяется, перекрывается) технологическим персоналом: аппаратчиками, водопроводчиками или газовщиками. Дополнительный уравнительный вентиль монтируется непосредственно перед датчиком перепада на перемычке, соединяющей плюсовую и минусовую импульсные трассы.

Рисунок 5

В процессе работы датчика перепада вентиля на плюсовой и минусовой трассах должны быть полностью открыты, а уравнительный вентиль полностью закрыт. При проверке датчика перепада на ноль вентиля на плюсовой и минусовой трассах закрываются, а уравнительный вентиль открывается. После чего производиться настройка нуля датчика перепада регулировочными резисторами или средствами встроенного программного обеспечения датчика. После того как настройка нуля датчика выполнена уравнительный вентиль перекрывается, а отсечные вентиля открываются. Для некоторых устаревших моделей датчиков перепада давлений, например, типа Сапфир, в первую очередь открывается вентиль на плюсовой трассе, а уже потом вентиль на минусовой трассе. Это связано с конструктивным исполнением чувствительного элемента. Современным датчикам перепада последовательность открытия плюсового и м инусового вентилей безразлична.

Наиболее часто датчики перепада давления с аналоговым выходом используются совместно с напорными и сужающими устройствами для измерения расхода жидкостей, газов или пара. Но выходным сигналом датчика перепада является именно величина перепада давлений, а не расход. Для того чтобы преобразовать измеренное значение перепада давлений контролируемой среды в соответствующий этому перепаду расход применяются блоки извлечения корни. Блок извлечения корня представляет собой либо отдельное преобразовательное устройство, либо функцию внутреннего программного обеспечения датчика перепада. В случае если в датчике перепада давлений имеется и активирована функция корнеизвлечения, то выходным сигналом датчика будет уже не величина перепада, а нескорректированный расход.

Датчики перепада давления (особенно низкопредельные) довольно чувствительны к наличию вибрации в месте их установки, что проявляется в существенном знакопеременном дрейфе нуля. Для того чтобы вибрация элементов конструкций (например, трубопровода газохода) не влияла на показания датчика перепада его следует монтировать на основании не связанном механически с вибрирующими частями и в конструкции импульсных трасс по возможности должны быть предусмотрены элементы гашения вибрации. Отклонение положения установки датчика перепада от строго вертикального также может привести к уходу нуля. При наклоне датчика в сторону плюсовой камеры возникает дрейф нуля со знаком минус. При наклоне датчика в сторону минусовой камеры дрейф нуля будет со знаком плюс. Поэтому монтажная площадка для установки датчика перепада должна быть ровной и установлена строго по уровню. Датчик перепада должен быть жестко зафиксирован на монтажной площадке.