Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций

Рекомендуемый состав СИКН при реализации данного метода приведен в табл. 2.9.

В процессе эксплуатации массомеров контролируют смеще­ ние нуля массомера в соответствии с техническим описанием на конкретный массомер.

Таблица 2.9

Состав СИКН при массовом динамическом методе измерений

151

Поверкумассомеров проводят как на месте эксплуатации,, так и на поверочномстенде.

КонтрольMX массомеров проводят на месте эксплуатации не реже 1 раза в месяц последующей методике.

Прилюбом значении расхода из рабочегодиапазона массомераодновременнопроизводятизмерениемассы массомером и ком­ плектомТПУи 1111или комплектомПР и 11IL

П пгапнрнир пптаааний марспмди (%) по результатам контро­

ля вычисляютпоформуле

гдеМ — масса бруттонефти, измереннаямассомером, т; Мр — масса брутто нефти, измеренная комплектом ТПУ и 1111

иликомплектомконтрольногоПР и Ш1* т.

При условии стабильности MX массомера межконтрольный интервалможегбытьустановленсдающейи принимающей сторонойболееодеюгомесяца.

Измерение массы нефти объемно-массовым статическим методркм намагистральные нефтш!рово|Л^хв настоящее время счита­ ется резервным. В то же время для магистральных нефтепрддуктапроводов при измерении количества перекачиваемых: нефте­ продуктов этотметоддо настоящего времени является основным. Реализация объемно-массового динамического метода прохода пртмншммнутапробациям

Перечень СИ, используемых при объемно-массовом сяатмческомметоде, приводенниже:

Ш

Обеспечение единства измерений.

Обеспечение единства измерений при определении количе­ ства и качества нефти и нефтепродуктов на всем пути их движе­ ния обеспечивается выполнением следующих основных условий.

СИ должны пройти испытания для целей утверждения их типа в соответствии с ПР 50.2009 — 94, иметь сертификат утвержденно­ го типа и быть включены в Государственный реестр.

СИ подлежат поверке органами Государственной метрологи­ ческой службы или аккредитованными метрологическими служ­ бами юридических лиц при выпуске из производства или ремонта, при ввозе по импорту и эксплуатации в соответствии с требовани­ ями правил по метрологии ПР 50.2.006-94 и других НД.

Периодическую поверку СИ производят по графику, состав­ ленному организацией, проводящей обслуживание СИКН, утвер­ жденному руководителем территориального органа Государствен­ ной метрологической службы, осуществляющей поверку СИ, с предоставлением графиков принимающей и сдающей сторона­ ми, но не реже, чем приведено ниже:

153

В случае использования гирь, весов, мерников только для це­ лей поверки стационарных ГПУ — 1 раз в 2 года.

Градуировку резервуаров производят не реже 1 раза в 5 лет. После каждого ремонта, связанного с изменением вместимо­

сти, резервуар должен быть переградуирован, а после изменения оснащенности его внутренним оборудованием градуировочная таблица должна быть пересмотрена и утверждена в установлен­ ном порядке.

В обоснованных случаях межповерочный интервал может быть изменен по согласованию с организациями, проводившими испытания для целей утверждения типа.

Расходомеры в БИК, перепадомеры или манометры, измеряю­ щие перепад давления на фильтрах, подлежат калибровке.

Внеочередную поверку СИ производят в соответствии с тре­ бованиями правил по метрологии ПР 50.2.006 — 94, а также в случаях:

получения отрицательных результатов при текущем контроле метрологических характеристик СИ;

отклонения значений вязкости нефти в условиях эксплуата­ ции от значений, при которых проводилась поверка турбинных ПР, более допускаемых пределов, если УОИ не имеет функции коррекции по вязкости (//v);

отклонения значений f/v в условиях эксплуатации от значе­ ний рабочего диапазона параметра f/v, при котором проводилась поверка турбинных ПР, если УОИ имеет функцию коррекции по вязкости.

Суммарную погрешность СИКН определяют и оформляют в соответствии с НД 1 раз в 5 лет, а также при замене одного или нескольких СИ.

2.5.7.Радиолокационные системы измерения уровня жидкости

врезервуарах

В настоящее время за рубежом большое распространение по­ лучили измерительные системы для резервуаров, основанные на использовании радаров. Сегодня Tank Radar является самой поку­ паемой во всем мире измерительной системой для резервуаров. Начиная с 1986 г. число установок системы Tank Radar росло со все возрастающей скоростью — ежегодно более чем на 50 %.

Процесс измерения с помощью радара разрешает многие про­ блемы и существенно сокращает затраты на измерения. Немало­

154

важное значение имеет и тот факт, что система Tank Radar фирмы Saab измеряет уровень содержимого в резервуарах точнее, чем любая другая система. Невозможно достичь большей точности даже при ручном способе измерения. Это наиболее точная из су­ ществующих систем для расчета откачки нефти с нефтепромы­ слов, управления процессом и запасами или наполнения резервуа­ ра без риска его переполнения.

Преимущества использования резервуарных радаров для измерения количества жидкости следующие:

измерительное оборудование не имеет движущихся частей, которые могут внезапно отказать;

измерительное оборудование не контактирует с содержимым резервуара, и только один его компонент находится внутри — это антенна в верхней части резервуара. Только в случае горячего би­ тума двойного разогрева, температура которого достигает 220 °С, один или два раза в год антенну необходимо очищать. В этом слу­ чае система сама указывает, когда это необходимо сделать. Все электронные компоненты находятся вне резервуара и легко дос­ тупны. Если произошел какой-либо сбой, система немедленно выдает сообщение об ошибке и показывает, что именно нуждается в ремонте.

для обслуживания измерительного оборудования не возника­ ет необходимости открывать резервуар. Благодаря трем конт­ рольным стержням на 4-дюймовом патрубке измеренные значе­ ния можно проверить, не открывая резервуар;

не имеет никакого значения, чем наполнен резервуар — сы­ рой нефтью, газовым конденсатом, подогретой нефтью, сжижен­ ным газом или агрессивными химическими соединениями;

установка системы проста и недорога. Резервуары не нужно опорожнять или приостанавливать их работу на время монтажа оборудования, вне зависимости от того, имеют ли они неподвиж­ ную или подвижную крышу.

Резервуарный радар Tank Radar 172 фирмы SAAB является но­ вой моделью радара марки L — радиолокационной системы для резервуаров, пользующейся наибольшим спросом во всем мире. Он обладает всеми возможностями, присущими базовой модели Tank Radar, а также имеет дополнительные преимущества и требу­ ет меньших затрат при установке.

Предыдущие модели для преобразования сигнала радара в из­ меренное расстояние нуждались в центральном компьютере.

155

32 устройств). Совокупность ПСБ может быть подключена к шине. Персональный компьютер для обслуживания и конфигурирова­ ния системы может быть подсоединен к ПСБ. Этот ПСБ также мо­ жет быть соединен с центральным обрабатывающим компьюте­ ром для оперативного контроля уровня и температуры.

Блок сбора информации (БСИ) дополняет РИР в сборе и обра­ ботке информации о температуре, давлении, состоянии клапанов и т. д. Независимый БСИ имеет свой собственный источник пита­ ния и собственный интерфейс шины, входы для устройств измере­ ния температуры и давления и способен выдавать выходные сиг­ налы на реле. Каждый резервуар может иметь до 14 усредняющих или точечных температурных элементов. Ведомый БСИ имеет со своим РИР общий источник питания, интерфейс и принимает сиг­ налы только о температуре. Оба типа УСИ могут иметь жидкокри­ сталлические индикаторы для локального считывания и отображе­ ния данных об уровне или температуре.

Каждые РИР и УСИ соединяют с ГУС и модемом шины Field Bus общим двужильным кабелем, который может иметь длину до 4 км.

Соответствующее программное обеспечение может быть реа­ лизовано на персональном компьютере. Оно позволяет получать информацию с радара Tank Radar 1/2, устанавливать предельные значения для сигнализации, показывать данные по резервуарам. Имеется пакет прикладных программ, позволяющий рассчиты­ вать чистые объемы, данные о запасах, а также графически пред­ ставлять данные измерений. Программа и база данных в электрон­ ном узле РИР обновляются с помощью персонального компьютера через шину данных. Нет никакой необходимости заменять для этого какие-либо микросхемы памяти. Кроме того, для системы Tank Radar L/2 никогда не требуется переналадка. И все это озна­ чает, что затраты на обслуживание Tank Radar L/2 будут состав­ лять обычно менее одной десятой затрат на функционирование механической системы.

Начальный уровень устанавливается один раз и для всех уст­ ройств. Никогда впоследствии не потребуется задавать его вто­ рично.

Электромагнитные волны не подвержены авариям. Они не могут "застрять" в патрубке и на них никак не влияет содержи­ мое резервуара. Они измеряют расстояние одинаково хорошо даже тогда, когда содержимое резервуара имеет температуру

158

Г Л А В А 3

КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

3.1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О МАГИСТРАЛЬНОМ ГАЗОПРОВОДЕ. КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ

КАКСОСТАВНАЯ ЧАСТЬ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Система доставки продукции газовых месторождений до по­ требителей представляет собой единую технологическую цепоч­ ку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где про­ изводят осушку газа, очистку от механических примесей, углекис­ лого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную комп­ рессорную станцию и в магистральный газопровод (рис. 3.1).

В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения:

линейная часть (ЛЧ) с отводами и лупингами, запорной арма­ турой, переходами через естественные и искусственные препят­ ствия, узлами пуска и приема очистных устройств и дефекто­ скопов, узлами сбора и хранения конденсата, устройствами для ввода метанола в газопровод, перемычками;

компрессорные станции (КС) и узлы их подключения, газораспределительные станции (ГРС), подземные хранилища газа (ПХГ), станции охлаждения газа (СОГ), узлы редуцирования газа (УРГ), газоизмерительные станции (ГИС);

установки электрохимической защиты (ЭХЗ) газопроводов от коррозии; линии электропередачи, предназначенные для обслу­ живания газопроводов, устройства электроснабжения и дистан­ ционного управления запорной арматурой и установками ЭХЗ;

160