Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций

вающих надежность и достоверность учетной информации, узлы учета превратились в современные системы измерения количе­ ства и качества нефти и нефтепродуктов (СИКН).

Основным методом измерения массы брутто нефти на магист­ ральных нефтепроводах является объемно-массовый динамиче­ ский метод.

Массу брутто нефти определяют с помощью преобразовате­ лей расхода (ПР) и поточных преобразователей плотности (ПП), входящих в состав блока измерения качества (БИК). В этом случае массу вычисляет устройство обработки информации (УОИ), вхо­ дящее в состав СИКН, как произведение соответствующих значе­ ний объема (V) и плотности (р) нефти.

При определении объема применяют преобразователи расхо­ да, преобразователи давления и температуры, УОИ.

При определении плотности нефти применяют поточные ПП, преобразователи давления и температуры, УОИ.

Значение плотности нефти, измеренное ПП при температуре и давлении в БИК, приводят к условиям измерения объема или к нормальным условиям (£ = 20 °С, ризб = 0).

Рекомендуемый состав СИКН, включающий основные и до­ полнительные средства измерений (СИ) и оборудование, соответ­ ствующее современным требованиям метрологического обеспе­ чения отрасли, представлен в табл. 2.8.

На выходном коллекторе или на выходе каждой измеритель­ ной линии, а также на линии I'll Удолжны быть установлены мано­ метр, преобразователь давления, термометр и преобразователь температуры.

ПР следует поверять на месте эксплуатации с помощью ТПУ с пределом допустимой относительной погрешности ± 0,09 %, про­ пускная способность которой должна соответствовать проектно­ му диапазону расхода ПР.

При отключении рабочего и при отсутствии резервного ПП плотность нефти определяют по лабораторному плотномеру или ареометру.

УОИ предназначено для выполнения следующих функций: вычисление объема нефти при рабочих условиях; вычисление текущего значения плотности нефти при темпе­

ратуре и давлении в БИК; вычисление среднесменного значения плотности;

приведение среднесменного значения плотности нефти

141

142

143

Окончание табл. 2.8

к условиям измерения объема и к нормальным условиям; вычисление массы брутто нефти; управление пробоотбором;

ввод и изменение предельных значений параметров, указан­ ных в проекте СИКН, в свидетельстве о поверке СИ и техпаспорте.

УОИ может выполнять следующие дополнительные функции: приведение объема нефти к нормальным условиям (t —20 °С,

Ризб = 0); приведение текущего значения плотности нефти к условиям

измерения объема нефти; приведение текущего значения плотности нефти к нормаль­

ным условиям; автоматическую корректировку коэффициента преобразова­

ния ПР от изменения расхода или расхода и вязкости;

144

автоматическое выполнение поверки ПР без нарушения про­ цесса измерения количества и качества нефти;

контроль метрологических характеристик рабочих ПР по ТПУ или контрольному;

сравнение показаний двух одновременно работающих преоб­ разователей плотности и выдачу сигнала при превышении уста­ новленного предела;

автоматический контроль, индикацию и сигнализацию пре­ дельных значений параметров нефти;

расчет массы нетто нефти при ручном вводе содержания воды, хлористых солей и механических примесей или при нали­ чии анализаторов качества;

формирование отчетов, актов, паспортов на нефть; индикацию и автоматическое обновление на экране монитора

следующих параметров: массы, расхода по каждой измерительной линии, параметра f/v, температуры, давления на измерительных линиях и в БИК, плотности и вязкости нефти.

Основные требования к эксплуатации СИКН, основанной на объемно-массовом динамическом методе

В процессе эксплуатации СИКН необходимо контролировать следующие параметры:

а) расход нефти через измерительные линии.

Расход нефти должен находиться в пределах рабочего диапа­ зона, указанного в свидетельстве о поверке ПР, с отклонением не более ± 2,5 %, если ПР используют без коррекции по расходу, и =ь 1,0 %, если ПР используют с коррекцией по расходу;

б) расход нефти через БИК.

При отборе пробы нефти в БИК должно обеспечиваться соот­ ветствие расходов потока в трубопроводе в месте отбора и в трубо­ проводе БИК. Контроль соотношения расходов осуществляется с использованием расходомера, установленного в БИК;

в) давление нефти на выходном коллекторе.

Давление нефти на выходе СИКН должно обеспечивать бескавитационную работу ТПР и должно быть не менее значения, опре­ деленного по формуле:

145

где р — минимальное избыточное давление на выходе СИКН, МПа;

рн — давление насыщенных паров, определенное в соответ­ ствии с ГОСТ 1756 при максимальной температуре нефти в СИКН, МПа;

Ар — перепад давления на ТПР, указанный в техническом пас­ порте на данный тип, МПа,

Пример.

Исходные данные для расчета:

Рн= 500 мм pm. cm. = 0,067МПа; Ар = 0,05 МПа.

Минимальное избыточное давление на выходе СИКН состав­ ляет:

р = 2,06-0,067+ 2- 0,05 = 0,238 МПа;

г) перепад давления на фильтрах.

Перепад давления на фильтрах должен быть не более значе­ ния, указанного в паспорте на данный тип фильтра, или не должен превышать 2Дрф где Арф — перепад давления на фильтре на мак­ симальном расходе, определенный на месте эксплуатации после чистки фильтра;

д) вязкость нефти.

Если отсутствует устройство по корректировке коэффициен­ та преобразования ТПР по вязкости, вязкость нефти не должна превышать следующие установленные пределы:

± 2 •10~6 м2/с — для ТПР "Турбоквант", "Норд";

=t 5 •10_6 м2/с — для ТПР "Ротоквант" Dy400, Dy250, Dy200, £>у150, МИГ-100, МИГ-150, Смит-150, Смит-200;

± 10 10"6 м2/с — для ТПР МИГ-200, МИГ-250, Смит-400, Смит-250 или пределы, установленные при проведении испыта­ ний для целей утверждения типа или метрологической аттестации

вусловиях эксплуатации других типов ПР.

Вкачестве примера на рис. 2.52 представлена типовая техно­ логическая схема площадки приемо-сдаточного пункта (ПСП) магистрального нефтепровода и СИКН, которая предназначена для определения количества и качества нефти с погрешностью,

146

л

не превышающей 0,25 % по массе брутто, с выводом данных надисплей и печать.

В состав СИКН, представленной на рис. 2.52, входят следую­ щие СИ итехнологическое оборудование:

деымя№ ,ш даг

датчики температуры "Rosemount" с пределом допустимой Ю ф ш ш в ± ©Д% и датчики давления "Rosemounf с пределом р а у ш ш й пйф ш нш я ^ 0,5 % на измерительныхлиниях;

приборыместногоизмерениядавления и температуры.

© ©хеке контроля качества нефти смонтированы следующие

| ПНРп

Подача нефти в СИКН осуществляется по нефтепроводу. Нефть из нефтепровода через задвижку 3 и задвижку 21 или 23 по­ ступает на фильтры-грязеуловители Ft и F2, затем через задвижки 22 и 24 поступает в СИКН. Далее через входные электрифициро- ван-ные задвижки Dy= 700 № 25 и 27, через соответствующий фильтр тонкой очистки нефть поступает на одну из измеритель­ ных линий, проходит через струевыпрямитель, ТПР 1 или 2, зад­ вижки 31, 31 а или 25а и регулирующую задвижку 256, выходные задвижки 26 и 30 в нефтепровод.

При сдаче нефти через СИКН должны быть закрыты, прове­ рены на герметичность и опломбированы пломбой Покупателя и Поставщика задвижки 29, 29а, а также все выходные задвижки на неработающей измерительной линии.

Технологическая схема СИКН (рис. 2.52) содержит две изме­ рительные линии, состоящие из входных задвижек 26, 27, фильт­ ров тонкой очистки нефти F{ и F2, струевыпрямителей, турбинных преобразователей расхода, по одному на каждую измерительную линию, и сдвоенных выходных задвижек 25а, 256 и 27а, 276. Сдвоенные задвижки 31, 31а и 32, 32а позволяют производить кон­ троль одного из ТПР по ТПУ без отключения рабочего ТПР. Трубо­ поршневая установка максимальной производительностью 1900 м3/ч подключается на выходе СИКН через задвижки 33, 34. Фильтры тонкой очистки F{ и V2 служат для очистки нефти от механических примесей. На входе и выходе фильтров установ­

149

лены манометры класса точности 1,6. Струевыпрямители установ­ лены перед ТИР для выравнивания и успокоения потока нефти, чем обеспечивается стабильность метрологических характери­ стик ТПР. Турбинные преобразователи расхода "MITH" Dy= 250 мм выдают частотный сигнал, пропорциональный объемному расходу нефти.

На обеих измерительных линиях после задней струевыпря­ мительной секции смонтированы по одному датчику температуры "Rosemount" модели 244R и датчику давления "Rosemount" модели E1151GR. Датчики давления и температуры выдают токовый сиг­ нал, пропорциональный соответственно давлению и температуре перекачиваемой нефти.

В выходной трубопровод перед задвижкой 256 врезан пяти­ трубный зонд для отбора проб. Выходная труба из блока качества врезана после задвижки 256. Поток нефти через БИК создается за счет перепада давления на задвижке.

Второй пятитрубный зонд для отбора проб врезан после за­ движки 256 и тройника с задвижкой 31. Поток нефти через ветвь качества во втором случае создается за счет шестеренчатого насо­ са. В блок-боксе смонтированы два преобразователя плотности "Schlumberger" 7835, по одному датчику температуры "Rosemount" модели 244R в карманах непосредственно на выходе потока из каждого преобразователя плотности и один датчик давления "Rosemount" модели E1151GR. На линии качества установлен ма­ нометр, карман для термометра ТЛ-4 и два отвода для подключе­ ния пикнометрического стенда. Плотномеры подсоединены параллельно и обвязаны пятью задвижками Dy= 50. Отбор пробы осуществляется автоматическим пробоотборником АП-ЗМ.

Рабочие параметры перекачиваемой нефти следующие:

В качестве альтернативного метода измерения количества продукта (массы брутто нефти) используют массовый динамиче­ ский метод.

150