Berezka7km.ru

Березка 7км
1 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Счетчик узла учета нефти

Счетчик жидкости СКЖ

Счетчики жидкости СКЖСчетчики жидкости СКЖ предназначены для измерения массы жидкости, поступающей из скважин, на объектах добычи нефти и узлах оперативного контроля учета нефти.

Возможно использование счетчиков жидкости СКЖ для измерения массы растворов различных веществ, в том числе пульп с мелкодисперсными частицами, сжиженных газов

Область применения

  • Нефтедобывающая и химическая промышленность: на устье добывающей скважины, на узле оперативного контроля.
  • Все отрасли промышленности: в процессах смешивания, дозирования, проверки для выполнения порционного взвешивания.
    В том числе – взрывоопасные зоны помещений и наружных установок согласно
    ГОСТ Р 51330.13-99 (МЭК 60079-14-96), гл. 7.3 Правилам эксплуатации электро-установок. Датчики импульсов имеют взрывозащиту – «взрывонепроницаемая оболочка» по ГОСТ Р 51330.1-99, уровень взрывозащиты – «взрывобезопасный» по ГОСТ Р51330.0-99, маркировку взрывозащиты IExdIIВТ4 по ГОСТ Р 51330.0-99. Степень защиты датчиков импульсов от попадания пыли и воды – IР67 по ГОСТ 14254-96

Принцип работы и измерения

Свободный газ, который движется вместе с жидкостью, в счетчике СКЖ выполняет полезную функцию. Эта функция заключается в том, что за счет конструкции корпуса, в его внутренней полости скапливается постоянный объем свободного газа. Плотность газа в несколько раз меньше плотности жидкости, что позволяет взвесить жидкость в этой газовой атмосфере. Следовательно, работа и измерение счетчиком СКЖ невозможны, если в потоке продукции не будет свободного газа. Поэтому условия измерения для счетчика СКЖ ограничены нижним пределом содержания свободного газа в потоке смеси: 2%.

Газожидкостная смесь подается во входной коллектор камерного преобразователя, затем через сопло в измерительную камеру, состоящую из двух полостей. Заполнение одной полости измерительной камеры до определенной массы приводит к нарушению условия равновесия и повороту измерительной камеры, с последующим сливом жидкости из полости камеры в корпус преобразователя. Затем этот процесс повторяется в другой полости камеры. Жидкость из полости измерительной камеры и излишек свободного газа одновременно вытесняются из нижней части корпуса в выходной коллектор.

Магнит, закреплённый на измерительной камере, при её повороте, проходит мимо датчика в виде геркона или датчика Холла. Сигналы от датчика, число которых равно числу поворотов измерительной камеры, поступают в вычислитель БЭСКЖ или преобразователь нормирующий ПНСКЖ-1, в которых осуществляется их обработка до нормируемой величины.

Счетчик состоит из камерного преобразователя (КПР) и Вычислителя БЭСКЖ-2М или КПР и Датчика с нормированным выходным сигналом ПНСКЖ-1-03. КПР осуществляет прямое измерение массы жидкости.

Основные составляющие КПР:

  • Корпус, в котором размещен формирователь потока в виде сопла;
  • Блок измерительный БИ СКЖ (один или два в зависимости от типоразмера).

Счетчики жидкости СКЖ

  • Жидкость в составе газожидкостной смеси, поступающая из скважин, на объектах добычи нефти и узлах оперативного контроля учета нефти;
  • Растворы различных веществ, в том числе пульпы с мелкодисперсными частицами;
  • Сжиженные газы.

Для работы счетчика необходимо присутствие в его корпусе свободного газа. Поэтому счетчик наиболее подходит для измерения веществ, содержащих в своем составе попутный газ, способный выделяться в корпусе счетчика.

ПараметрЗначение
Температура обычного исполненияот 0 до 70 о С
Температура высокотемпературного исполнения "В"от 0 до 120 о С
Плотность (при стандартной поставке счетчика), не менее800 кг/м 3 *
Минимально допустимое содержание объемной доли газа в составе газожидкостной смеси и всех режимах эксплуатации, не менее2%
Содержание сероводорода в попутном газе, не более:
— при давлении 1,7 МПа, от объема4%
— при давлении до 4,0 МПа и парциальном давлении сероводорода до 345 Па, от объема0,02%
* ВНИМАНИЕ! При плотности измеряемого вещества от 500 до 800 кг/м 3 осуществляется отдельная поставка счетчика


Окружающая среда:

  • для преобразователя обычного исполнения — от минус 40 до 50 о С
  • для преобразователя исполнения «С» — от минус 50 до 50 о С
  • для вычислителей БЭСКЖ-2МХ-05 — от минус 10 до 50 о С
  • для вычислителя БЭСКЖ-2М8-05 — от минус 40 до 50 о С

Относительная влажность воздуха 95% при 35 о С и более низких температурах без конденсации влаги.

По вопросам поставке просим обращаться к менеджерам ЗАО "СпецКомплектАвтоматика" по тел: (846) 993-64-34

узел учета нефти

Использование: в области измерения расхода нефти при взаимных расчетах, а также для измерения расхода газового конденсата. Сущность изобретения: узел учета нефти содержит магистральный трубопровод 1, входной 2 и выходной 3 коллекторы, задвижки 4, 5, 12, 13, устройство отделения свободного газа 6, фильтр 7, измерительные линии 8, контрольную линию 9, гомогенизаторы 10, первичные преобразователи массового счетчика жидкости 11, дополнительный коллектор 14, поверочную установку 15, пробоотборник 16, блок контроля параметра качества нефти 17, в состав которого входит ядерно-магнитнорезонансный спектрометр 18, заключенный в термостатированном корпусе 19, дозировочные насосы 20, магнитный сепаратор 21, блок обработки информации 11. 4 ил.

Формула изобретения

Узел учета нефти, содержащий соединенные с магистральным трубопроводом входной и выходной коллекторы, задвижки, измерительные и контрольную линии с установленными на них счетчиками расхода жидкости, связанные дополнительным коллектором с поверочной установкой метрологической аттестации счетчиков расхода и блоком контроля параметров качества нефти с автоматическим пробоотборником и устройством для отбора пробы вручную, дренажную систему с баком и блок обработки информации, отличающийся тем, что он снабжен установленными на каждой измерительной линии гомогенизаторами, установленным на входном коллекторе устройством отделения свободного газа, выполненным в виде расширенного участка трубопровода с датчиком уровня, электрически связанным с краном выпуска газа и установленным так, что его нижняя образующая совмещена с нижней образующей трубопровода, анализатором, выполненным в виде ядерно-магнитнорезонансного спектрометра и установленным в блоке контроля параметров качества нефти, размещенном в отапливаемом помещении, счетчики расхода жидкости выполнены массовыми, а измерительные линии собраны в блоки, установленные в защитных боксах.

Читайте так же:
Дистанционное отключение счетчиков меркурий

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к измерительной технике, в частности к технике измерения расхода жидкости, транспортируемой по трубопроводу, а более конкретно к области измерения расхода нефти при взаимных расчетах. Изобретение может быть использовано для измерения расхода нефтепродуктов (бензина), а также для измерения расхода газового конденсата.

Известен узел учета нефти, принятый в качестве прототипа [1]
Известный узел учета нефти содержит соединенные с магистральным трубопроводом входной и выходной коллекторы, задвижки, измерительные и контрольную линии с установленными на них счетчиками расхода жидкости, связанные дополнительным коллектором с поверочной установкой метрологической аттестации счетчиков расхода и блоком контроля параметров качества нефти с автоматическим пробоотборником и устройством для отбора пробы вручную, дренажную систему с баком и блок обработки информации.

Известный узел учета нефти имеет следующие недостатки.

Счетчики расхода турбинные не обеспечивают необходимой точности измерения массы-нетто нефти, т.к. они измеряют скорость потока и объемный расход жидкости, который пересчитывается в массовый расход, а при переменной плотности и периодическом ее измерении появляется дополнительная погрешность измерения. Счетчики расхода турбинные измеряют расход жидкости с вязкостью не более 2,0 сСт, в то время как имеются месторождения с вязкостью нефти до 800 сСт, а при нагреве до 300 o C до 3400 сСт. При такой высокой вязкости турбинные счетчики не применимы. Турбинные счетчики, имея вращающиеся детали, недолговечны и требуют периодического ремонта с заменой трущихся деталей. Наконец они требую больших длин прямых участков до счетчика 2-3 калибра (диаметра трубы) и 5-8 калибров после счетчика, что увеличивает длину измерительной линии и, следовательно, ее металлоемкость. Перед счетчиком требуется установка струевыпрямителя, что усложняет конструкцию и эксплуатацию измерительных линий. Точность известного узла учета снижается из-за отсутствия отделителя свободного газа. При применении турбинных счетчиков требуется большое (до 50%) число резиновых измерительных линий.

Блок контроля параметров качества нефти не обеспечивает точного и качественного контроля количественного содержания в потоке воды и нефти, а также содержания в нефти углеводородов, парафинов, изопарафинов.

Отсутствие в известных измерительных линиях гомогенизатора (смесителя) также снижает точность измерительной массы нетто в потоке.

Техническим результатом от использования изобретения является повышение точности измерения массы нетто нефти, транспортируемой по трубопроводу, снижение металлоемкости, повышение надежности, долговечности и улучшение условий эксплуатации, за счет применения счетчиков массы жидкости без вращающихся и трущихся деталей.

Это достигается тем, что узел учета нефти, содержащий соединенные с магистральным трубопроводом входной и выходной коллекторы, задвижки, измерительные и контрольную линии с установленными на них счетчиками расхода жидкости, связанные дополнительным коллектором с поверочной установкой метрологической аттестации счетчиков расхода и блоком контроля параметров качества нефти с автоматическим пробоотборником и устройством для отбора пробы вручную, дренажную систему с баком и блок обработки информации, снабжен установленными на каждой измерительной линии гомогенизатором, установленным на входном коллекторе устройством отделения свободного газа, выполненными в виде расширенного участка трубопровода с датчиком уровня, электрически связанным с краном выпуска газа и установленным таким образом, что его нижняя образующая совмещена с нижней образующей трубопровода, анализатором, выполненным в виде ядерно-магнитно-резонансного спектрометра и установленным в блоке контроля параметров качества нефти, размещенном в отапливаемом помещении, счетчики расхода жидкости выполнены массовыми, а измерительные линии собраны в блоки, установленные в защитных боксах.

Использование массовых счетчиков расходов жидкости, основанных на измерении сил Кориолиса, позволяет получать расход в единицах массы, что обеспечивает измерение расхода нефти с точностью 0,25% не зависит от вязкости жидкости. Массовые счетчики жидкости, не имея вращающихся деталей, имеют большую надежность и долговечность, не требует длинных прямых участков до и после, что сокращает металлоемкость измерительных линий, не требуют устройства для спрямления потока, что упрощает конструкцию измерительных линий. Использование в блоке контроля параметров качества ядерно-магнитно-резонансного спектрометра позволяет определять состав потока (вода, газ) с интервалом 1с, а полный анализ нефти с определением количества углеводородов, парафинов, асфалтенов и др. с интервалом 30с и точностью 0,1% Таким образом, точность определения массы нефти не хуже 0,35%
Предлагаемый узел учета нефти и нефтепродуктов обеспечивает измерение массы-нетто нефти в потоке, количественный (в единицах массы) и качественный состав параметров потока, производить периодическую аттестацию приборов без остановки технологического потока.

Читайте так же:
Счетчики посещений сайта яндекс метрика

Сущность изобретения поясняется чертежами, где: на фиг. 1 показана схема узла учета нефти; на фиг. 2 устройство отделения свободного газа; на фиг. 3 вид А-А на фиг. 2; на фиг. 4 схема блока контроля параметров нефти с ядерно-магнитно-резонансным спектрометром.

К магистральному трубопроводу 1 присоединены входной 2 и выходной 3 коллекторы, на которых установлены задвижки 4, одна из которых служит для направления потока жидкости в узел учета нефти, а вторая для возврата потока в магистральный трубопровод. На магистральном трубопроводе 1 установлены две задвижки 5, предназначенные для перекрытия магистрального трубопровода и направления потока жидкости через узел учета нефти. На магистральном трубопроводе 1 между задвижками 5 установлен патрубок с краном и дренажным трубопроводом, соединенным с дренажным баком для протечек жидкости через закрытие задвижки. Дренажная система на чертеже не показана. Задвижка 4, установленная на выходном коллекторе 3, служит одновременно для регулирования давления на измерительных линиях. Эти регулирующие задвижки дублируются с помощью байпасной линии (на чертеже условно показана одна задвижка).

На входном коллекторе 2 установлены: устройство отделения свободного газа (УОСГ) 6, фильтр 7, датчики давления P и температуры Т.УОСГ и фильтр дублируется для обеспечения замены фильтрующих элементов, при этом дублирование осуществляется с помощью байпасных линий, обеспечивающих замену фильтрующих элементов без остановки технологического процесса. На чертеже условно показаны один УОСГ и один фильтр. Фильтры снабжены датчиками перепада давления, сигнализирующими о загрязнении фильтров. УОСГ и фильтры заключенные в защитный не отапливаемый бокс (на чертеже не показан).

Между входными 2 и выходными 3 коллекторами установлены измерительные линии (ИЛ) 8 (на чертеже показаны три рабочие измерительные линии). В блоке измерительных линий предусмотрены одна резервная и одна контрольная измерительная линия 9. На каждой измерительной линии установлены: гомогенизатор 10, первичный преобразователь массового счетчика жидкости 11, указатели давления P и температуры. На входе и выходе измерительных линий установлены задвижки 12. Каждая измерительная линия 8 имеет после преобразователя 11 отвод с задвижкой 13 соединенный с дополнительным коллектором 14, который соединяет преобразователи 11 с контрольной измерительной линией 9 или с поверочной установкой 15, выполненной в виде бака с высокоточными тензовесами. По две измерительные линии смонтированы в блоке, выполненном в виде защитного бокса заводского изготовления, (на чертеже показан пунктиром), оснащенного освещением, подъемными устройствами для проведения ремонтных работ и дефлекторами естественной вентиляции. Боксы обеспечивают защиту оборудования ИЛ от атмосферных осадков и от несанкционированного посещения посторонних лиц. Все задвижки ИЛ выполнены с электроприводами во взрывозащищенном исполнении и управляются с пульта управления от системы автоматического управления.

На выходном коллекторе 3 установлен пробоотборник 16 и блок контроля параметра качества нефти 17, смонтированный в утепленном боксе с вентиляцией и освещением. В состав блока контроля параметров качества нефти входит ядерно-магнитно-резонансный спектрометр 18, заключенный в термостатированном корпусе 19, дозировочные насосы 20, магнитный сепаратор 21, увеличивающий металлические частицы, и устройство для отбора пробы вручную 22 для лабораторного химического анализа.

Устройство отделения свободного газа имеет патрубки 23 для соединения с трубопроводом и расширенный участок трубопровода, выполненный в виде цилиндрического сосуда 24, при этом нижние образующие сосуда 24 и патрубков 23 совмещены, сосуд и патрубки соединены между собой коническими переходниками 25. На верхней образующей сосуда 24 установлен кран с электроприводом 26, выходной патрубок 17 которого соединен с газовой магистралью. Внизу сосуд имеет сливной патрубок 28 с краном, соединенный с дренажным баком. Сосуд 24 снабжен датчиком перепада давления 29, с помощью которого определяется уровень жидкости 30 в сосуде.

Трубопроводы в зависимости от условий местности могут быть в подземном, наземном или надземном исполнении. Задвижки 4 и 5 с электроприводами устанавливаются в неотапливаемых киосках, снабженных освещением, подъемными устройствами и дефлекторами естественной вентиляции.

В состав узла учета нефти входит блок обработки информации 31 с аппаратурой информационно-измерительной системы с ЭВМ, пульт управления автоматизированной системы управления. Блок обработки информации размещен в отапливаемом боксе с освещением и вентиляцией.

Число измерительных линий выбирается из условия заданных минимального и максимального расходов, при этом одна линия является резервной. Например, при минимальном расходе 40 т/ч и максимальном 800 т/ч выбирается массовый счетчик расхода жидкости с диапазоном измерения от 10 до 100 т/ч. Число рабочих ИЛ принимается равным 8, одна резервная линия и одна контрольная, то есть всего 10 ИЛ или 5 блоков ИЛ по две в блоке.

Узел учета нефти работает следующим образом. С пульта управления, расположенного в блоке обработки информации 31, подается команда на закрытие задвижек 5 магистрального трубопровода и на открытие задвижек 4 и 12 входа в блок измерительных линий. При этом, в зависимости от расхода, автоматически включается необходимое число измерительных линий. Первичные преобразователи массовых счетчиков 11 передают информацию на электронный блок преобразователей и затем сигнал передается на интегратор. Ядерно-магниторезонансный спектрометр 18, установленный в блоке контроля параметров качества нефти 17, определяет количество и качественный состав нефти и жидкости, взятой пробоотборником 16 из трубопровода, и также передает информацию в блок обработки информации, где с помощью ЭВМ определяется масса-нетто нефти и информация передается на несущий уровень.

Читайте так же:
Счетчики взлет урсв 510ц

При сбое показаний одного из счетчиков жидкости, на этой измерительной линии перекрывается задвижка 12, открывается задвижка 13 и нефть направляется на контрольный счетчик и включается в работу резервная линия. После исправления неисправности линия снова включается в работу. Периодически (один раз в год) производится переаттестация массовых счетчиков расхода, для этого одна из линий перекрывается задвижкой 12 и через задвижку 13 жидкость направляется в поверочную установку 15.

Таким образом, проверка одного из счетчиков или аттестация счетчиков осуществляется без остановки потока нефти.

Ультразвуковой расходомер-счетчик мазута US-800

Ультразвуковой расходомер US-800 одноканальный двухлучевой (исполнение 3Х) Ультразвуковой расходомер US-800 двухканальный на два трубопровода (исполнение 2Х) Ультразвуковой расходомер US-800 двухлучевой фланцевый (исполнение 4Х) Ультразвуковой расходомер US-800 с резьбовым преобразователем расхода (исполнение 1Х) Электронный блок расходомера US-800 Электронный блок расходомера US-800 в уменьшенном корпусе Блок индикации с блоком питания расходомера US-800-4Х Ультразвуковой расходомер US-800 с преобразователем расхода (исполнение 1Х) Блок индикации US-800-4Х в обогреваемом приборном шкафу

Ультразвуковой расходомер предназначен для: измерения расхода и объема разогретого мазута, слабовязких нефтепродуктов и др. жидкостей. Типоразмеры, мм: 15, 25, 32, 40, 50, 65, 80, 100, 150, 200, 250, 300 мм
Материал: нерж.сталь или черн.сталь
Способ присоединения: фланцевый
Темп.жидкости: +150 °С (+200 °С*)
Макс. давление: 1.6МПа (2.5МПа*, 4МПа*, 6МПа*)
Выходные сигналы: индикация, архив*, интерфейс RS485*, второй интерфейс RS485*, интерфейс USB*, частотный 0-1000Гц* /импульсный выход*, токовый выход 4-20 мА*.
Помехозащищенное исполнение*.
Возможности: подсоединение к ПК*, ноутбуку*, GSM-модему*, к контроллерам*, регуляторам*, вычислителям*, в АСУТП* и пр.
*- в зависимости от комплектации, по заказу

Внимание! Варианты подключений не ограничиваются приведенными и зависят от исполнений прибора! Схема дана для общего понимания возможностей прибора!

Новинка 2020 года! Рестайлинговая версия популярного расходомера US800!

Опционально цифровой интерфейс USB (прямое подключение ПК и снятие архивов с ЭБ), опционально — второй полностью гальванически развязанный интерфейс RS485, итого два RS485 (например, первый в систему сбора данных, второй для связи с контроллерами управления технологическими процессами).

  • посылка мощных УЗ импульсов через кабельную линию на ПЭП;
  • усиление и детектирование слабых сигналов от ПЭП;
  • логическое согласование временных процессов посылки и приема УЗ импульсов;
  • автоматическая регулировка коэффициента усиления приемника, в зависимости от уровня сигнала, поступающего на его вход;
  • увеличение разрешения для точного измерения времен распространения УЗ импульсов;
  • периодическое проведение самодиагностики;
  • динамический фильтр: выделение полезных сигналов, отсеивание помех.
  • увеличенная память архивов, дублирование архивов в отдельных микросхемах, повышенная надежность сохранения архивов.
  • ультрасовременный микроконтроллер — повышена точность измерения разности распространения ультразвуковых импульсов (менее 0,1%), возросла скорость обработки данных, что позволяет применить алгоритмы для увеличения достоверности измеряемых данных, и стабильную передачу данных по RS-485.

Новые блоки питания собственного производства: меньше наводок, выше габаритная мощность!

  • Помехозащищенное исполнение EF — усилитель выходного сигнала (установка каскада выходных транзисторов и микросхем с усиленным сигналом). Помехозащищенное исполнение, для сложных условий эксплуатации, для нестандартной жидкости, при наличии мощных помех (от частотных приводов, мощных нагрузок, при переключении мощных нагрузок, и т.п..), при длинном кабеле (от 200 м до 500 м), при любых диаметрах).
  • Помехозащищенное исполнение DIF – дифференциальная передача сигнала (дифференциальная передача УЗ импульсов на ПЭП). Помехозащищенное исполнение, для сложных условий эксплуатации, при наличии мощных помех (от частотных приводов, мощных нагрузок, при переключении мощных нагрузок, и т.п.). Рекомендовано применять при длинном кабеле (500-1000 м), или на большие Ду (более 800 мм вкл.)).
    Данное исполнение предназначено для условий эксплуатации в которых присутствует фон электромагнитных помех (ЭМП), превышающий допустимые нормы. При подключении в дифференциальном исполнении, попадающие в ЭБ совместно с полезным сигналом ЭМ помехи не влияют на устойчивость работы US800. На стороне УПР добавляется распределительная согласующая коробка (РКС), c помощью которой подключается линия связи для соединения с ЭБ типа «витая пара» (кабель КССЭ).

Описание и назначение расходомера-счетчика мазута / масла US-800

Ультразвуковой расходомер счетчик мазута US-800 (счетчик расходомер мазута) может применяться для ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО контроля и измерения расхода и объема подогретого мазута, протекающего под напором в трубопроводе диаметрами от 15 до 300 мм, и регистрации параметров в архивах, вывод на ПК, ноутбук, сеть Ethernet, по GSM-модему.

Также может применяться для ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО измерения нефти, нефтепродуктов, дизельного топлива, масел, и др. вязких жидкостей, в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами.

Ультразвуковой расходомер счетчик мазута выполнен в помехозащищенном исполнении: имеет полную гальваническую развязку (защита от помех, наводок, безопасность и стабильность в любых условиях эксплуатации), сетевой фильтр, защиту от перегрева, интеллектуальную систему самодиагностики и другие функции.

Для обеспечения необходимой вязкости мазут (и при необходимости, др. вязкие жидкости) необходимо разогревать до определенной температуры.

В общем случае кинематическая вязкость измеряемой жидкости, в частности, мазута, должна быть в пределах 50-60 сСт (мм2/с).

Зависимость вязкости мазута различных марок от температуры приведена на рисунке:

Так, для корректных измерений объемного расхода мазута марки М100, его требуется разогреть до температуры примерно 95-100 град.С, а мазут марки М20 примерно до 70 град.С

ВНИМАНИЕ!
Возможность применения расходомеров US800 для технологического учета объемного расхода мазута (и др. вязких жидкостей) под Ваши технические условия ОБЯЗАТЕЛЬНО ТРЕБУЕТ СОГЛАСОВАНИЯ!

Читайте так же:
Шкаф для ванной под счетчик

В остальном комплектация и технические характеристики аналогичны общепромышленному исполнению ультразвукового расходомера US-800, смотрите соответствующие страницы сайта.

Модификации и исполнения расходомера US-800

Стандартное исполнение. Обслуживание 1 трубопровода. Подключение 1 шт однолучевого УПР Ду15-2000 мм

Двухканальный, удобен в системах теплоучета. Обслуживание 2 трубопроводов. Подключение 2 шт однолучевых УПР Ду15-2000 мм

Двухлучевой высокоточный. Обслуживание 1 трубопровода. Подключение 1 шт двухлучевого УПР Ду50-2000 мм

Многоканальный, помехозащищенный, удаленный от трубы, для самых ответственных объектов. Обслуживание до 2-4 трубопроводов. Подключение 4 шт однолучевых УПР Ду15-2000 мм или 2 шт двухлучевых УПР Ду50-2000 мм

МАГИСТРАЛЬНЫЕ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДЫ

Прокладка трубопроводов на территории перекачивающих станций и конечных пунктов, за исключением резервуарных парков, ограниченных обвалованием, как правило, должна быть надземной, преимущественно на низких эстакадах или опорах. При соответствующем обосновании возможна подземная прокладка.

Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории перекачивающей станции и конечных пунктов с рабочим давлением более 2,5 МПа, являются магистральными по отношению к тем зданиям и сооружениям, технологические установки которых не потребляют и не перекачивают нефтепродукты с указанным давлением. Расстояние от указанных трубопроводов по горизонтали в свету до фундаментов зданий и сооружений при давлении менее 2,5 МПа следует принимать в соответствии с требованиями СНиП II-106-79.

Трубопровод перекачивающей станции, работающей по системе «из насоса в насос» от насосного цеха до узла пуска и приема разделителей, очистных устройств и диагностических приборов при отсутствии средств регулирования или до регуляторов, должен быть рассчитан на давление, равное сумме рабочего давления в магистральном нефтепродуктопроводе и половины напора одного насоса при 70% подаче от номинальной.

При разработке технологических схем трубопроводов следует избегать тупиковых участков, способствующих образованию смеси нефтепродуктов при их последовательной перекачке.

Узлы учета количества и контроля качества

На нефтепродуктопроводах для обеспечения учета количества и контроля качества нефтепродуктов на потоке, как правило, устанавливаются узлы учета количества и контроля качества.

В зависимости от выполняемых функций эти узлы делятся на коммерческие и оперативные. Коммерческие узлы осуществляют учет с точностью, необходимой для учетно-расчетных операций. Оперативные узлы осуществляют учет с точностью, необходимой для оперативных целей и задач АСУ ТП .

Коммерческие узлы учета предусматриваются в пунктах:

  • приема нефтепродуктов от поставщиков на входе и выходе головных перекачивающих станций;
  • местах разделения или соединения грузопотоков;
  • сдачи нефтепродукта потребителям (наливные пункты, нефтебазы).

По согласованию с заказчиком коммерческие узлы учета могут размещаться либо на объектах нефтепродуктопровода либо на объектах потребителей или поставщиков. В последнем случае узлы учета должны быть ограждены.

Оперативные узлы учета для контроля баланса перекачиваемых нефтепродуктов предусматриваются на входе и выходе всех промежуточных перекачивающих станций с резервуарным парком. На промежуточных перекачивающих станциях, работающих по системе «из насоса в насос», оперативные узлы учета устанавливаются только на входе станции.

При проектировании узлов учета и контроля качества нефтепродуктов давление в трубопроводе должно быть достаточным для компенсации гидравлических потерь в узле учета и обеспечения давления на выходе не менее 0,3 МПа при всех режимах работы.

В состав коммерческих узлов учета с турбинными преобразователями входят:

  • измерительные линии — рабочие, резервные, контрольная; блок контроля качества;
  • стационарное или передвижное образцовое средство для поверки турбинных преобразователей расхода — трубопоршневая установка (ТПУ);
  • приборы и устройства контроля за режимом работы;
  • устройства контроля, хранения, индикации и регистрации результатов измерений;
  • вспомогательное оборудование — фильтры, запорная арматура и т. д.

В случаях, когда невозможно поддерживать давление нефтепродукта на выходе узла учета на необходимом минимальном уровне, в состав узла учета должны включаться устройства регулирования давления. На оперативных узлах учета приборы качества, трубопоршневая установка — ТПУ и устройства регулирования расхода могут не предусматриваться.

Типоразмеры преобразователей расхода и число рабочих измерительных линий узла учета должны определяться из условий обеспечения заданной точности измерения в диапазоне от 30 до 100% пропускной способности трубопровода.

На наливных пунктах в морской или речной транспорт узлы учета должны работать в диапазоне от 10 до 100% пропускной способности трубопровода.

Число резервных измерительных линий должно приниматься не менее 50% от числа рабочих измерительных линий.

При отсутствии специальных струевыпрямителей перед турбинным преобразователем расхода должен предусматриваться прямой участок трубы длиной не менее 15 диаметров счетчика.

Автоматизация, телемеханизация и автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУТП)

Объем автоматизации и телемеханизации нефтепродуктопроводов, а также средства автоматизации отдельных объектов должны определяться в соответствии с отраслевым РДМ-0001-84 «Основные положения по КИП, автоматизации и телемеханизации разветвленных нефтепродуктопроводов».

При проектировании нефтепродуктопроводов, как правило, следует предусматривать создание АСУ ТП, которая должна обеспечивать сосредоточение функций контроля и управления объектами в центральном диспетчерском пункте (ЦДП).

Комплекс технических средств АСУ ТП должен включать:

  • двухпроцессорный управляющий вычислительный комплекс совместно с устройствами ввода, представления и регистрации информации;
  • устройства телемеханизации насосных цехов, резервуарных парков и линейных сооружений;
  • системы локальной автоматики перекачивающих станций, узлов учета и контроля качества нефтепродуктов, линейных сооружений, пунктов приема и сдачи, средства связи, электрохимзащиты и аппаратуру передачи данных.
Читайте так же:
Как узнать свой вес счетчик

При управлении и контроле работы перекачивающих насосных станций средствами телемеханики объем автоматизации и состав средств в системах локальной автоматики должны обеспечивать работу сооружений без дежурного персонала. При неисправности таких средств контроль и управление осуществляются выездным оператором.

Контроль и управление каждым насосным цехом должен осуществляться централизованно. При размещении на одной площадке нескольких насосных цехов в операторной одной из них следует предусматривать создание местного диспетчерского пункта (МДП) для дистанционного контроля и управления всеми насосными цехами на этой площадке. На перекачивающей станции с резервуарным парком, в МДП сосредоточивается также контроль и управление резервуарным парком, узлами учета и контроля качества нефтепродуктов, системой пожаротушения и т. д.

Насосные цеха, резервуарные парки и трубопроводы должны быть оснащены устройствами защиты. Перечень параметров защиты устанавливается РДМ-0001-84 «Основные положения».

Система автоматического регулирования работы перекачивающих станций должна предусматриваться только на станциях, работающих по системе «из насоса в насос».

При последовательной перекачке нескольких групп нефтепродуктов по нефтепродуктопроводу на конечном наливном пункте и пунктах потребления должна предусматриваться аппаратура, обеспечивающая автоматизацию контроля приема смеси нефтепродуктов в отдельные смесевые или товарные резервуары.

info@stkengineering.ru

Системы измерения количества нефти и количества газа (СИКН и СИКГ) предназначены для ведения коммерческого или оперативного (технологического) учета получаемой или отпускаемой продукции.

В коммерческом учете СИКГ являются инструментами в торговых операциях между покупателем и продавцом, определяющими как количество продукта, так и его качество. Имеют требования к высокой точности измерения расхода, надежности и непрерывности процесса.

В оперативном учете СИКН и СИКГ являются фактически автоматическим средством контроля параметров потока рабочей среды (в основном только расхода), режимов и состояний технологических установок, при необходимости обеспечивают выполнение хозрасчетных внутризаводских операций.

В состав систем измерений в зависимости от назначения и требований заказчика могут входить:

блок измерительных линий;

блок регулирования расхода и давления;

блок измерения показателей качества;

трубопоршневая поверочная установка;

эталонная поверочная установка;

автономные источники питания;

система обработки информации и управления;

Внимание: каждый из указанных блоков может быть поставлен как отдельное изделие

Диапазоны измеряемых параметров

Расходы по нефти и нефтепродуктам до 10 000 м3/ч

Расходы по газу до 100 000 нм3/ч

Давление до 10,0 МПа

Температуры – от +5°С до +60°С

Вязкость нефти и нефтепродуктов до 150 сСт

Блоки измерительных линий (БИЛ):

измерение параметров среды: расход, давление, температура;

регулирование давление и расхода. ​

Блоки измерения показателей качества (БИК):

измерение вязкости, содержание влаги, плотности. ​

Блоки измерения показателей качества газа:

точка росы по воде и углеводородам, плотность, калориметрические показатели – теплота сгорания, компонентный состав газа. ​

Трубопоршневая поверочная установка:

снятие контрольно-метрологических характеристик расходомеров без демонтажа оборудования и прерывания технологического процесса.

Основные технические решения

Блок измерительных линий:

измерительные линии собираются по коллекторной схеме;

в состав блока входят резервные линии, на случай выхода из строя одной из основных линий. Переключение может производиться как в ручном, так и автоматическом режиме;

предусматривается контрольная линия для подтверждения показаний основных измерительных линий;

для поверки и калибровки основных расходомеров по месту производится отбор рабочей среды на поверочную установку. ​

Блоки контроля качества нефти:

осуществляется резервирование измерительных преобразователей, которые устанавливаются по последовательной схеме, с возможностью отключения каждого из них без остановки БИК. Операции поверки и калибровки проводятся без снятия преобразователей, для чего блоки оснащаются узлами подключения поверочных стендов к каждому типу преобразователей.

Для обеспечения режима измерений в блоке устанавливается расходомер, насос, блок фильтров, производится измерение давления и температуры рабочей среды. Комплекс оборудования оснащается системой промывки, которая включает насос и емкость для промывочной жидкости. В блоке производится автоматический или ручной отбор пробы.

Блоки контроля качества газа:

устанавливается поточный хроматограф газа, с отбором пробы с коллекторов измерительных линий (обеспечивается подвод газо-носителя, управляющего газа, оснащается баллонами с калибровочной смесью).

Возможно комбинированное решение по СИКГ , когда в одном блок-боксе (площадке) устанавливаются измерительные линии, анализатор точки росы по воде и углеводородам, плотномер и калориметр.

Исполнение и размещение

Предусматривается несколько вариантов размещения оборудования:

расположение на открытой площадке, под навесом;

Условия эксплуатации и обслуживания

Площадки и помещения обеспечиваются освещением, для обслуживания оборудования и КИП предусматриваются проходы, мостки и зоны обслуживания.

В блок-боксах размещаются системы подогрева и вентиляции, выделяется рабочее место для обслуживающего персонала.

На СИКГ устанавливается дренажная система для сбора конденсата, на СИКН – дренажная система для сбора рабочей среды при промывке оборудования и трубопроводов. На случай пролива предусматривается уклон и централизованный сбор жидкости.

Для выполнения требований по взрывобезопасности применяются взрывозащищенные приборы и устройства, устанавливается система пожарной сигнализации, обеспечивается требуемая вентиляция, осуществляется контроль загазованности.

Организация работ по разработке систем измерений включает следующие этапы:

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector