Файл: Реконструкция системы измерения количества нефти383 с применением массомеров Рromass 83f на приемосдаточном пункте Чернушка.docx

При работе по резервной схеме, учет нефти производится по резервуарам РВС-5000 1, 2, 3, 4 с обязательной проверкой запорной арматуры на герметичность. Проверка на герметичность осуществляется визуальным способом, по кранам протечек на запорной арматуре, необходимо произвести открытие кранов протечек и визуально убедиться в отсутствии протечек. По результатам проверки запорной арматуры на герметичность оформляют двухсторонний акт проверки герметичности запорной арматуры.

Измерение уровня нефти и подтоварной воды в резервуарах производится по методике, изложенной в Р 50.2.040-2004 ГСИ. «Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения» (п.7.1.6)[8].

Определение объема нефти в резервуаре производится по градуировочным таблицам, которые в обязательном порядке должны быть утверждены органами Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии или организацией, имеющей право поверки данного типа средств измерений. Отбор проб производится в соответствии с ГОСТ 2517[2].

Массу нефти вычисляют в соответствии с требованиями рекомендации МИ 2959-2005 «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах [9] РВС-5000 на ПСП «Чернушка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

2.2 Определение состава проектируемой резервной схемы учета нефти

Состав СИКН определяют на стадии разработки ТЗ. В общем случае СИКН состоит из технологической части и системы сбора и обработки информации.

Основной состав технологической части:

- БИЛ;

- БИК;

- пробозаборное устройство.

В состав технологической части могут входить также:

- БФ;

- ПУ;

- узел регулирования расхода через ПУ;

- узел подключения передвижной ПУ;

- технологические и дренажные трубопроводы.

Пробозаборное устройство рекомендуется устанавливать с лубрикатором для обеспечения возможности извлечения пробозаборного устройства без остановки работы СИКН.

Имеется существующий узел регулирования давления на выходном коллекторе основной схемы учета СИКН № 380.

Для проведения поверки и КМХ поточных расходомеров будет использоваться существующая ПУ Компакт-Провер.

2.3 Выбор технологической схемы и требования к оборудованию СИКН

При проектировании СИКН рекомендуется использовать технологические схемы, приведенные в приложении В МИ 2825-2003[10].

Для реализации работы была выбрана типовая технологическая схема представленная на рис. 1.

Рис. 1. Типовая схема системы измерения количества и показателей качества.
Состав СИКН и выбранная технологическая схема должны обеспечивать выполнение следующих основных функций:

- измерения массы нефти;

- отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517[2];

- поверку ПР на месте эксплуатации без нарушения режима работы нефтепровода;

- контроль MX СИ.
Технологическая схема СИКН должна обеспечивать:

- равномерное распределение потоков по ИЛ;

- регулирование расхода по ИЛ и через ПУ при проведении поверки и контроля MX СИ;

- контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результаты измерений и поверок;

- отбор проб нефти в БИК;

- дренаж оборудования

, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха;

- контроль герметичности запорной арматуры дренажных трубопроводов;

- возможность очистки входного коллектора;

- возможность промывки или пропарки дренажных трубопроводов;

- возможность подключения системы промывки ПУ (при наличии стационарной ПУ);

- установку технологического оборудования и измерительных преобразователей в соответствии с требованиями эксплуатационной документации;

- демонтаж измерительных преобразователей и технологического оборудования без нарушения непрерывности процесса измерений.

Диаметры коллекторов, диаметры и количество измерительных линий, диаметры и длины трубопроводов технологических обвязок следует выбирать с учетом допустимых гидравлических потерь при максимальной производительности СИКН. Гидравлические потери должны быть не более:

- 0,2 МПа в режиме измерений;

- 0,4 МПа в режиме поверки (с учетом поверки ПУ по ПУ 1-го разряда).

2.4 Выбор оборудования и СИ резервной схемы учета нефти

2.4.1 Выбор метода измерения резервной схемы

За основу выбора резервной схемы учета нефти возьмем погрешность измерения массы. Существующая резервная схема учета по резервуарам классифицируется как косвенный метод статических измерений и согласно п.5.1.1 ГОСТ 8.587-2006 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» предел допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто товарной нефти и массы нефтепродукта не должен превышать 0,50% и согласно п.5.1.2 предел допускаемой относительной погрешности измерения массы нетто товарной нефти не должен превышать 0,60%

Для увеличения достоверности ведения учетных операций на ПСП необходимо снизить допускаемую относительную погрешность измерения массы брутто и нетто товарной нефти. Что бы обеспечить выполнение этого условия необходимо выбрать альтернативный метод измерения массы, с учетом снижения допустимой относительной погрешности нам доступен прямой и косвенный метод измерения массы брутто. При применении этого метода измерения массы брутто допустимая относительная погрешность составляет – 0,25%, а следовательно это снизит погрешность при учетных операциях по резервной схеме учета нефти.

2.4.2 Блок измерительных линий

Современные требования предъявляемые к приборам учета многочисленны и разнообразны. Удовлетворить совместно все требования очень трудно, если не невозможно. Одни типы приборов в большей мере удовлетворяют одним требованиям, а другие — другим. Поэтому при выборе того или иного типа прибора следует исходить из сравнительной важности тех или других требований, предъявляемых к измерению расхода или количества в каждом конкретном случае.

Высокая точность измерения. Это важнейшее требование, особенно когда надо измерять не мгновенный расход, а количество (массу или объем) прошедшего вещества.

Высокая надежность. Это второе важнейшее требование. Оно оценивается временем, в течение которого прибор сохраняет работоспособность и достигнутую точность. Это время зависит от типа прибора и от условий его применения. Некоторые расходомеры и их элементы, не имеющие движущихся частей, могут надежно работать очень долго.

Малая зависимость точности измерения от изменения плотности вещества. Лишь тепловые и силовые расходомеры, измеряющие массовый расход, обладают этим ценным свойством. У других типов приборов надо иметь устройства, автоматически вводящие коррекцию на изменение плотности или хотя бы температуры и давления измеряемого вещества.

Быстродействие прибора или его высокие динамические характеристики.

Большой диапазон изменения.

Обеспеченность метрологической базой. Образцовые расходомерные установки, необходимые для градуировки и поверки различных расходомеров, сложны и дороги, особенно при больших поверяемых расходах

Рассмотрев выше изложенные требования, был сделан выбор в пользу турбинных расходомеров и кориолисовых силовых расходомеров.

Турбинные расходомеры

Турбинные датчики объемного расхода служат для точных измерений расхода и объема жидкостей с кинематической вязкостью 0,5-100 мм²/с.

Турбинные расходомеры являются счетчиками объема и работают по принципу счетчиков с крыльчаткой Вольдмана: они регистрируют протекающий через поперечное сечение трубы объем, используя среднюю скорость потока.

Принципиальная схема турбинного тахометрического расходомера приведена на рис. 2.