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

2.7 Поверочная установка

Узел подключения передвижной ПУ совмещен с резервной схемой учета нефти. Патрубки для подключения передвижной ПУ заканчиваются фланцами DN 200.

Патрубки входа/выхода к передвижной ПУ снабжены запорной арматурой. Для освобождения трубопроводов ПУ от нефти после проведения поверки ПУ предусмотрен дренаж нефти в закрытую дренажную систему.

Состав основного оборудования узла подключения передвижной ПУ приведен в таб. 12.

Таблица 12

Основное оборудование узла подключения передвижной ПУ

Наименование СИ и оборудования	Тип, марка	Технические характеристики	Погрешность, класс точности		Кол-во, шт.
Преобразователь давления измерительный	Cerabar M PMP51	(0 до 4,0) МПа	± 0,5 %	2
Манометр с классом точности 0,6	МПТИ	(0 до 1,6) МПа	± 0,6 %	2
Термометр стеклянный	ТЛ-4 №2	(0 до + 55)°С	± 0,2°С	2
Термопреобразователь сопротивления	OmnigradS TR88	(0 до + 40)°С	± 0,2°С	2
Кран шаровой DN200	МА39033	-	-	2

Для поверки, контроля метрологических характеристик массовых расходомеров используется компакт-прувер фирмы «DANIEL EMERSON Process Management». Компакт-прувер расположен в здании основной схемы учета нефти СИКН № 380. Компакт-прувер состоит из следующих основных узлов: цилиндрического измерительного участка, свободно перемещающегося поршня с тарельчатым клапаном, оптических детекторов положения поршня, пневматической нагнетательной камеры, гидравлического лопастного насоса, турбинного преобразователя расхода серии «Parity» и поточного преобразователем плотности «Solartron 7835».

---

2.8 Система обработки информации

Система обработки информации (СОИ) предназначена для сбора и обработки сигналов, поступающих от первичных преобразователей, и реализована в составе комплекса аппаратных средств.

СОИ состоит из:

-контроллера измерительно-вычислительного (ИВК) – контроллер измерительный FloBoss S600+, программируемого логического контроллера (ПЛК) – комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix PAC ControlLogix установленных в шкафу измерительно-вычислительного комплекса (далее ШИВК). ШИВК установлен в блок-боксе станции управления;

- АРМ оператора СИКН (РСУ) установленного в операторной.

АРМ оператора СИКН (РСУ) расположен в помещении операторной производственно - диспетчерского корпуса. АРМ укомплектован программным обеспечением - Программный комплекс «CROPOS» (Приложение 16), монитором, клавиатурой, манипулятором «мышь» и принтером. АРМ предназначен для отображения на мониторе мнемосхемы СИКН (РСУ), текущих технологических и качественных параметров нефти (давление, расход, температура, плотность, вязкость, влагосодержание) измеренных и вычисленных СОИ, архивной информации, формирования отчетных документов и вывода их на печать.

ПК АРМ оператора предназначен для использования в составе системы автоматизации технологического процесса учета нефти с целью:

• 
  повышения качества ведения технологического процесса и его безопасности;
  
• 
  повышения оперативности действий технического персонала и 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 резервной системы измерения количества и показателей качества нефти, 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 0,05 %;
  
• 
  расчёт суммарного расхода нефти, перекачиваемой через блок измерительных линий;
  
• 
  управление пробоотборниками пропорционально массе или времени перекачке;
  
• 
  КМХ плотномера 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);
  
• 
  архивацию, отображение, и вывод на печать графиков технологических параметров;
  
• 
  вывод на печать протоколов и отчетных документов;
  
• 
  защиту от несанкционированного доступа.
  

---

По своему функциональному назначению программный комплекс является информационно-управляющим.

В качестве объектов автоматизации приняты:

• 
  массовые преобразователи расхода;
  
• 
  пробоотборник автоматический;
  
• 
  поточный преобразователь плотности;
  
• 
  поточный преобразователь влагосодержания;
  
• 
  вискозиметр;
  
• 
  регуляторы расхода;
  
• 
  краны шаровые.
  

Электроснабжение оборудования (АРМ оператора, шкаф серверного оборудования, шкаф компьютерного оборудования), находящегося в операторной, осуществляется от источника бесперебойного питания (ИБП), выполняющего роль резервного источника электроснабжения в случае пропадания внешнего электроснабжения на период не менее 2-х часов. Электроснабжение шкафа СИКН (РСУ), находящегося в блок-боксе станции управления, осуществляется от источника бесперебойного питания. Источники бесперебойного питания обеспечивают питание тех блоков СОИ, которые обеспечивают непрерывность процесса учета нефти.

Состав системы обработки информации приведен в таб. 13.

Таблица 13

Система обработки информации

Наименование СИ и оборудования	Тип, марка	Кол-во, шт.
Шкаф ИВК (ШИВК)
Контроллер измерительный	FloBoss S600+	1
Комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix PAC ControlLogix	ControlLogix серии 1756	1
АРМ оператора
Персональный компьютер с ПО	HP E240 Программый комплекс «CROPOS»	1

---

2.9 Расчет расхода нефти через пробозаборное устройство

Расчет требуемого расхода через пробозаборное устройство выполняют в соответствии с требованием равенства скорости нефти на входе в пробозаборное устройство и линейной скорости нефти в трубопроводе в месте отбора проб в том же направлении.

Значение расхода на входе в пробозаборное устройство V_ПЗУ, м/с, из условия изокинетичности равно

V_ПЗУ = V_TP, (1)

где V_TP - линейная скорость нефти в трубопроводе в месте отбора проб, м/с.

Выразив скорость нефти через расход нефти и площадь поперечного сечения трубопровода, получим соотношение

(2)

где Q_ПЗУ - расход на входе в пробозаборное устройство, м³/ч;

Q_TP - расход в трубопроводе в месте отбора проб, м³/ч;

S_ПЗУ - площадь входного поперечного сечения пробозаборного устройства, мм²;

S_TP - площадь поперечного сечения трубопровода, мм².

Значение расхода на входе в пробозаборное устройство и в контуре отбора проб вычисляют по формуле

(3)

Исходные данные:

Q_{TP MIN} =180 м³/ч;

Q_{TP MAX} =980 м³/ч;

D_ТР = 250 мм;

S_ПЗУ = 536,05 мм².

1. Найдем площадь поперечного сечения трубопровода выходного коллектора СИКН



2.Расход через пробозаборное устройство для минимального расхода в трубопроводе определяют по формуле



3.Расход через пробозаборное устройство для максимального расхода в трубопроводе определяют по формуле



Примечание - Фактическое значение расхода Q_ПЗУ может отличаться от рассчитанного в два раза в большую или меньшую сторону.

4.Расход на входе в пробозаборное устройство, с учетом примечания, может быть представлен в виде графика на рис. 11

---

Рис.11. График расхода нефти на входе в пробозаборное устройство
При расчете расхода через пробозаборное устройство принять во внимание калиброванный диапазон индикатора расхода и диапазон работы поточных анализаторов качества нефти. Ротаметр Н250 работает в диапазоне расходов от 2,0 до 10,7 м³/ч, поточный плотномер обеспечивает достоверные показания в диапазоне расходов от 1 до 15 м³/ч, поточный влагомер обеспечивает достоверные показания при расходе от 3 м³/ч., тогда получим, что минимальный расход в БИК должен быть 3 м³/ч, а максимальный 10,7 м³/ч.

2.10 Расчет минимального избыточного давления

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 = 2,06хРн + 2хDР, (4)

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

Рн - абсолютное давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти на СИКН, МПа;

DР - перепад давления в ПР.

Исходные данные:

Рн = 0.00006665 МПа

DР = 0,1 МПа

Произведем расчет минимального избыточного давления

Р  = 2,06х0.00006665 МПа + 2х0,1 МПа = 0,2 МПа

2.11 Обеспечение требований промышленной безопасности при проведении работ по применению массомеров Рromass 83f

В настоящем разделе приведены основные источники загрязнения атмосферного воздуха, водных ресурсов и почвы при эксплуатации систем измерения количества и качества нефти. При проектировании СИКН следует обеспечивать выполнение требований действующих стандартов, норм, правил и федеральных законов по охране окружающей среды.

Руководствуясь Федеральным законом «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 № 7-ФЗ необходимо рассмотреть основные виды воздействий, оказываемые в процессе строительства и эксплуатации объекта на компоненты окружающей среды.

Основные виды воздействий: выбросы и сбросы веществ и микроорганизмов, образование отходов производства и потребления, физические воздействия (тепло, шум, вибрация, ионизирующее излучение, напряженность электромагнитных полей и иные физические воздействия), изъятия компонентов природной среды, антропогенная нагрузка на окружающую среду.

---