Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Системы измерений количества нефти представляют собой технологические комплексы, обеспечивающие непрерывный автоматический учет массового и объемного расхода товарной нефти при коммерческих операциях. Основное применение СИКН охватывает объекты добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья, где требуется высокая точность измерений для расчетов между контрагентами.
Функциональное назначение системы включает измерение физико-химических параметров потока нефти, расчет массы брутто и нетто с учетом содержания воды, температурную компенсацию, регистрацию результатов измерений и формирование отчетной документации. Системы устанавливаются на узлах сдачи-приемки нефти, станциях магистральных нефтепроводов, терминалах налива и перевалки продукции.
Применение в отрасли
СИКН применяются на нефтяных месторождениях для учета добытой нефти, на головных сооружениях магистральных нефтепроводов, нефтеперерабатывающих заводах при приемке сырья, морских терминалах отгрузки нефти. Каждая система проектируется с учетом конкретных характеристик измеряемой среды и технологических условий объекта.
В соответствии с МИ 2825-2003 и РМГ 101-2010, типовая СИКН включает технологическую часть и систему сбора и обработки информации. Технологическая часть состоит из блока измерительных линий, блока измерения показателей качества и вспомогательного оборудования. Система сбора и обработки информации реализуется на базе программируемых логических контроллеров или промышленных компьютеров.
Блок измерительных линий является основным элементом СИКН, обеспечивающим измерение расхода нефти. Типовой БИЛ содержит от двух до четырех параллельных измерительных линий, каждая из которых оснащена расходомером, запорной и регулирующей арматурой. Количество измерительных линий определяется диапазоном изменения расхода и требованиями к резервированию средств измерений.
Конструктивно БИЛ выполняется в блочно-модульном исполнении на рамном основании. Перед расходомерами устанавливаются фильтры механической очистки с размером ячейки сетки согласно требованиям эксплуатационной документации на преобразователи расхода. Управление переключением измерительных линий осуществляется автоматически от системы управления СИКН.
БИК предназначен для автоматического непрерывного измерения физико-химических параметров нефти. В состав блока входят поточные анализаторы плотности, влагосодержания, температуры и давления. Измеренные параметры используются для приведения объема нефти к стандартным условиям и расчета массы нетто с учетом содержания воды.
Для обеспечения метрологической прослеживаемости БИК комплектуется устройствами отбора проб. Автоматические пробоотборники формируют объединенную пробу пропорционально расходу или времени для последующего лабораторного анализа. Результаты лабораторных испытаний используются для контроля показаний поточных анализаторов и внесения корректировок при необходимости.
СОИ выполняет функции приема сигналов от первичных преобразователей, математической обработки результатов измерений, управления технологическим процессом, архивирования данных и формирования отчетности. Программное обеспечение СОИ должно пройти аттестацию в соответствии с МИ 2174-91. Допускаемая относительная погрешность вычислений массы нефти не должна превышать 0,05 процента.
Приборы кориолисового типа обеспечивают прямое измерение массового расхода на основе эффекта Кориолиса. Рабочий принцип заключается в возбуждении колебаний измерительных трубок и регистрации их фазового сдвига, пропорционального массовому расходу. Современные кориолисовые расходомеры достигают погрешности измерений 0,10-0,15 процента, что делает их предпочтительными для систем коммерческого учета.
Преимуществами массомеров являются независимость показаний от физических свойств среды, отсутствие требований к прямым участкам трубопровода, дополнительная функция измерения плотности. Межповерочный интервал кориолисовых расходомеров составляет четыре-пять лет. Приборы выпускаются во взрывозащищенном исполнении с видом взрывозащиты искробезопасная электрическая цепь.
Турбинные расходомеры работают на принципе преобразования скорости потока во вращение турбины. Частота вращения турбинки пропорциональна объемному расходу жидкости. Турбинные преобразователи характеризуются широким динамическим диапазоном измерений, составляющим от 1:10 до 1:20, и погрешностью 0,5-1,5 процента в рабочем диапазоне согласно паспортным данным большинства моделей.
Применение турбинных расходомеров требует обеспечения стабильного однофазного потока без газовых включений, установки прямых участков трубопровода до и после прибора, качественной фильтрации измеряемой среды. Чувствительность к загрязнениям и механическим примесям определяет необходимость установки фильтров с размером ячейки не более 500 микрометров. Межповерочный интервал составляет два-три года.
Ультразвуковые преобразователи измеряют расход по разности времени прохождения ультразвуковых импульсов по потоку и против потока жидкости. Врезные многолучевые ультразвуковые расходомеры с четырьмя и более лучами обеспечивают погрешность 0,3-0,5 процента и применяются в системах коммерческого учета нефти. Двухлучевые приборы имеют погрешность до 1,0 процента и используются для технологического контроля. Накладные датчики позволяют производить измерения без врезки в трубопровод.
Преимуществом ультразвуковых приборов является отсутствие подвижных частей и гидравлического сопротивления, что обеспечивает надежность работы и минимальные эксплуатационные расходы. Приборы нечувствительны к вязкости среды и могут применяться для измерения высоковязких нефтей. Для обеспечения метрологических характеристик требуется соблюдение требований к прямым участкам и отсутствию турбулентности потока.
Выбор типа расходомера
Выбор конкретного типа преобразователя расхода определяется характеристиками измеряемой среды, требуемой точностью измерений, условиями эксплуатации и экономическими факторами. Для высокоточных систем коммерческого учета предпочтительны кориолисовые массомеры с погрешностью 0,10-0,15 процента. Турбинные расходомеры с погрешностью 0,5-1,5 процента применяются для технологического учета и систем среднего класса точности. Ультразвуковые приборы находят применение при больших диаметрах трубопроводов.
Измерение плотности нефти в поточном режиме осуществляется вибрационными плотномерами, работающими на принципе резонансных колебаний измерительной трубки. Частота собственных колебаний полой трубки, заполненной измеряемой жидкостью, функционально связана с плотностью среды. Вибрационные плотномеры обеспечивают абсолютную погрешность измерений не более ±0,36 килограмма на кубический метр при измерении плотности нефти и нефтепродуктов согласно требованиям ГОСТ 8.587-2019.
Конструктивно датчик плотномера представляет собой U-образную трубку из нержавеющей стали, возбуждаемую электромагнитной системой на резонансной частоте. Встроенный термодатчик обеспечивает температурную компенсацию результатов измерений. Проточные вибрационные плотномеры устанавливаются на технологических трубопроводах с номинальным диаметром от 25 до 100 миллиметров при рабочем давлении до 2,5 мегапаскаля.
Применение вибрационных плотномеров ограничивается кинематической вязкостью среды до 200 квадратных миллиметров в секунду. При более высокой вязкости возрастает погрешность измерений вследствие демпфирования колебаний измерительной трубки. Межповерочный интервал плотномеров составляет два года. Приборы выпускаются во взрывозащищенном исполнении с маркировкой взрывозащиты по ГОСТ Р 51330.
Определение содержания воды в нефти производится поточными влагомерами, использующими диэлькометрический, оптический или микроволновой методы измерения. Микроволновые влагомеры работают на принципе поглощения энергии электромагнитного излучения водонефтяной эмульсией. Поглощение СВЧ-излучения пропорционально объемной доле воды в измеряемой среде. Приборы обеспечивают абсолютную погрешность измерений 0,1 процента объемной доли воды.
Емкостные влагомеры основаны на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от содержания воды. Датчик представляет собой коаксиальный конденсатор, помещенный в поток измеряемой среды. Емкость датчика изменяется пропорционально содержанию воды вследствие различия диэлектрических проницаемостей нефти и воды. Емкостные влагомеры применяются для измерения влагосодержания в диапазоне от 0,1 до 100 процентов.
Комбинированные влагомеры используют диэлькометрический метод для диапазона содержания воды 0-70 процентов и оптический метод для диапазона 30-100 процентов. Автоматическое переключение между методами обеспечивает измерения во всем диапазоне обводненности без потери точности. Влагомеры подлежат периодической поверке с межповерочным интервалом один-два года в зависимости от типа прибора.
Методические указания МИ 3081-2007 устанавливают требования к техническому обслуживанию и ремонту систем измерений количества и показателей качества нефти. Документ регламентирует порядок метрологического обеспечения преобразователей расхода, эксплуатируемых в составе СИКН, периодичность технического обслуживания средств измерений, требования к поверочным установкам.
Погрешность измерений массы товарной нефти должна соответствовать требованиям ГОСТ 8.587-2019. Для динамических измерений методом прямого измерения массы или косвенным методом с применением преобразователей расхода допускаемая относительная погрешность не должна превышать 0,25 процента. При измерении массы нетто с учетом содержания воды допускаемая погрешность составляет 0,35 процента.
Средства измерений, применяемые в составе СИКН, подлежат утверждению типа и внесению в Государственный реестр средств измерений. Преобразователи расхода должны обеспечивать относительную погрешность не более 0,15 процента. Преобразователи плотности - абсолютную погрешность не более 0,36 килограмма на кубический метр. Преобразователи температуры - абсолютную погрешность не более 0,3 градуса Цельсия.
Все средства измерений эксплуатируются в установленных рабочих диапазонах измеряемых величин. Выход параметров измеряемой среды за пределы рабочего диапазона приводит к метрологическому отказу и требует принятия мер по восстановлению работоспособности системы. Основными технологическими причинами метрологических отказов являются изменение рабочего диапазона расхода, изменение вязкости нефти, изменение параметров рабочей жидкости.
Периодическая поверка средств измерений СИКН проводится по утвержденным методикам поверки в сроки, установленные описаниями типов средств измерений. Поверка преобразователей расхода осуществляется методом сличения с рабочим эталоном расхода - поверочной установкой. Стационарные трубопоршневые установки монтируются в составе СИКН и обеспечивают поверку расходомеров без демонтажа с технологических линий.
При отсутствии стационарной поверочной установки применяются передвижные установки, подключаемые к специальным узлам СИКН. Поверка поточных плотномеров и влагомеров производится с использованием стандартных образцов состава или путем сличения с лабораторными средствами измерений. Результаты поверки оформляются свидетельствами о поверке или записями в паспортах средств измерений.
Техническое обслуживание СИКН включает регламентные работы по проверке функционирования системы, очистке и промывке оборудования, замене расходных материалов, калибровке средств измерений. Периодичность технического обслуживания устанавливается эксплуатационной документацией на систему и составляет для большинства операций один раз в квартал или в полугодие.
Обязательным элементом технического обслуживания является контроль метрологических характеристик средств измерений между поверками. Контроль осуществляется путем сравнения показаний поточных анализаторов с результатами лабораторных испытаний проб, отобранных автоматическими пробоотборниками. При выявлении расхождений, превышающих допустимые пределы, проводится внеплановая калибровка или поверка средств измерений.
Ремонт СИКН производится при возникновении технических или метрологических отказов оборудования. Метрологический отказ характеризуется выходом погрешности средства измерения за установленные пределы. При метрологических отказах, не устраняемых регулировкой, средство измерения подлежит ремонту или замене на резервное. Резервные средства измерений монтируются в составе СИКН для обеспечения непрерывности измерений при отказах основных приборов.
Метрологическая экспертиза проектов
Проектная документация на СИКН подлежит метрологической экспертизе в специализированных организациях, аккредитованных в установленном порядке. Метрологическая экспертиза проводится на стадии проектирования и направлена на проверку соответствия проектных решений требованиям нормативных документов по обеспечению единства измерений. Положительное заключение метрологической экспертизы является обязательным условием ввода СИКН в эксплуатацию.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.