Реферат Выпускная квалификационная работа состоит из 110 страниц, 13 рисунков, 17 таблиц, 34 источников. Ключевые слова: метрологическое обеспечение, показатели качества, нефть, средства измерения, СИКН, измерительные линии, преобразователи, расход, масса. Объект исследования: метрологическое обеспечение системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН. Цель работы анализ метрологического обеспечения нефтетранспортных предприятий. В выпускной квалификационной работе рассмотрены основные показатели качества нефти, средства автоматического контроля качества, приведены характеристики системы измерений количества и показателей качества нефти, а также основных составляющих СИКН, требования к их эксплуатации. Проведен расчёт погрешности измерений массы нетто товарной нефти с помощью системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН. Область применения: проведение технологических мероприятий по учёту и товарной нефти и нефтепродуктов на приёмо-сдаточных пунктах. Экономическая эффективность/значимость работы: общая сметная стоимость запланированных работ на организацию и проведение геоэкологического мониторинга потребуется ,8 рублей. Изм. Разраб. Руковод. Консульт. Зав. каф. Ф.И.О. Подп. Дата Королёв А.И. Наплеков В.И Рудаченко А.В. «Анализ метрологического обеспечения на нефтетранспортных предприятиях» Реферат Лит. ДР ТПУ гр. З-2Т00 ов
2 sources. Abstract Final qualifying work consists of 110 pages, 13 figures, 17 tables, 34 Key words: metrological assurance, quality indices, oil, measurement tools, SIKN, measurement lines, transducers, flow rate, mass. Object of study: metrological assurance system measurement of quantity and indicators of quality of oil SIKN. The work purpose the analysis of metrological support of oil transportation companies. In the final qualifying work are considered the main indicators of the oil quality, automatic quality control, the characteristics of the system of measurement of quantity and indicators of quality of oil and the main components of oil quantity measuring system, the requirements for their operation. The calculation of measurement uncertainty mass net trade oil via system of measurement of quantity and indicators of quality of oil SIKN. Scope: implementation of technological measures on accounting and commercial oil and petroleum products at delivery and acceptance points. Economic efficiency and significance of the work: total estimated cost of the planned works on the organization and conduct of environmental monitoring will be required ,8 rubles. Изм. докум. Подпись Дата Abstract
Учет и оценка качества нефти и нефтепродуктов
... системой продольных и поперечных переборок разделен на отсеки. Нефть и нефтепродукты перевозят в специально отведенных для этих ... стойкость - наиболее важный показатель, характеризующий качество автомобильного бензина. Детонационная стойкость бензинов выражается в октановых ... сернистых автомобильных бензинов приводит к сокращению ресурса работы двигателей в результате быстрого износа основных ...
3 Введение Система трубопроводного транспорта нефти является технологически единым объектом управления, соединяющим множество месторождений нефти, на которых осуществляется добыча различных по показателям качества нефти, с пунктами отпуска нефти, направлениями поставки нефти на нефтеперерабатывающие заводы НПЗ. В связи с этим, сложность самой структуры трубопроводного транспорта и особенности расположения регионов добычи не позволяют осуществлять транспортировку нефти от конкретных месторождений до пункта конечного назначения с сохранением их первоначального качества. Актуальность. При формировании технологических потоков, вне зависимости от качества сдаваемой грузоотправителями нефти, в конечном пункте они получают нефть не прежнего качества, а смесь. Проблемы, которые связаны с изменением качества нефти от пункта приема-сдачи до конечного пункта поставки имеют финансовые последствия, с дальнейшими взаимными претензиями производителей нефти. Свою особенность имеет метрологическое обеспечение трубопроводной транспортировки органических продуктов. Показатели транспортируемого продукта определяют в разных лабораториях, расположенных по траектории перемещения. Вследствие естественных погрешностей определений бывают отклонения в результатах, которые нужно корректно, метрологически грамотно согласовывать. Цель выпускной квалификационной работы анализ метрологического обеспечения нефтетранспортных предприятий. Объект исследования метрологическое обеспечение системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН. Изм. Разраб. Руковод. Консульт. Зав. каф. Ф.И.О. Подп. Дата Королёв А.И. Наплеков В.И Рудаченко А.В. «Анализ метрологического обеспечения на нефтетранспортных предприятиях» Введение Лит. ДР ТПУ гр. З-2Т00 ов
4 Основные задачи исследования: 1. Проведение краткого обзора литературных источников по заданной тематике; 2. Анализ проблем современного метрологического обеспечения нефтяного комплекса России; 3. Описание показателей качества нефти, основных средств измерения; 4. Характеристика объекта исследования, его основных параметров, главных элементов СИКН, требований к их эксплуатации; 5. Технологический расчёт погрешности измерений массы нетто товарной нефти с помощью системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН; Личный вклад автора ВКР. Описание технических процессов, знание которых были получены в ходе прохождения теоретического курса при обучении в НИ ТПУ, а также в процессе работы в нефтяной отрасли. Практическая значимость результатов ВКР. В результате характеристики и анализа оборудования для увеличения эффективности в работе системы измерений количества и показателей качества нефти рекомендовано использование кориолисовых массовых расходомеров. Апробация работы. Основные разделы работы были представлены на семинарах автором ВКР, которые были проведены в рамках теоретического курса следующих дисциплин учебного плана: «Основы автоматизации производственных процессов», «Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции». Изм. докум. Подпись Дата Введение
Обзор методов измерения и первичных преобразователей массы
... метод используют в показывающих приборах измерения силы (динамометры), массы (весы), а так же в качестве первичного преобразователя в электронных средствах измерения массы и силы. В основе ... преобразователи отличают простота конструкции, большая механическая прочность и жесткость, возможность работы в тяжелых эксплуатационных условиях. Некоторые типы магнитоупругих и индуктивных преобразователей ...
5 1.Обзор литературы 1.1 Метрологическое обеспечение учета нефти и нефтепродуктов В настоящее время метрологическое обеспечение учета нефти и нефтепродуктов требует постоянного анализа и развития в связи с принятием Правительством РФ энергетической стратегии России (приказ от 13 ноября 2009 г п), в связи с продолжающейся реформой в области технического регулирования, реализацией положений Федерального закона 102-Ф3 «Об обеспечении единства измерений». Метрологическое обеспечение (МО) — установление и применение научных и организационных основ, технических средств, правил и норм, необходимых для достижения единства и требуемой точности измерений. Организация достоверного метрологического обеспечения измерения расхода, количества и показателей качества энергоресурсов на предприятиях нефтедобычи и нефтепереработки необходима по двум основным причинам:
- точная информация о параметрах технологического процесса является основной для его дальнейшей оптимизации и получения качественной продукции при наименьших затратах;
— большинство измерений расхода, количества и показателей качества энергоресурсов связаны с коммерческими операциями и подлежат государственному регулированию в области обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение учета нефти и нефтепродуктов базируется на ряде нормативных документов (НД).
ГОСТ Р «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» [2].
Данный стандарт распространяется на методике измерений (МИ) массы товарной нефти и Изм. Разраб. Руковод. Консульт. Зав. каф. Ф.И.О. Подп. Дата Королёв А.И. Наплеков В.И Рудаченко А.В. «Анализ метрологического обеспечения на нефтетранспортных предприятиях» Обзор литературы Лит. ДР ТПУ гр. З-2Т00 ов
6 нефтепродуктов в сферах государственного регулирования и устанавливает основные требования к МИ массы, обусловленные особенностями измерений массы нефти и нефтепродуктов. ГОСТ Р не единственный документ в системе метрологического обеспечения учета товарной нефти. Помимо него разработаны «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти (СИКН)», где сформулированы требования к таким измерительным системам учета нефти и порядок определения при учетных операциях массы нефти прямым и косвенным методам динамических измерений с нормированными значениями погрешности. Таким образом массу нефти вычисляют по МИ, разработанной для конкретной СИКН в соответствии с требованиями ГОСТ Р «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» [2].
Рекомендация, подготовленная специалистами ОАО «Транснефть», Р «ГСИ. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения» [7] устанавливает порядок организации и ведении учета массы нефти при ее транспортировке, а также основные положения метрологического обеспечения измерений количества и качества нефти. В этом документе определены методы измерений массы нефти в мерах вместимости при ее транспортировании по СИКН в трубопроводах, железнодорожных цистернах, танках наливных судов. Также стоит отметить, что вопрос коммерческого учета сырой нефти особенно остро встал еще в начале 1990-х гг., когда активно стали создаваться мелкие предприятия (АО, СП и д.р.), занимавшиеся только добычей, не имевшие своих установок подготовки и продававшие добытое сырье другим предприятиям. Изм. докум. Подпись Дата Обзор литературы
Загрязнение моря нефтью и нефтепродуктами
... на оценке и теоретических расчетах”. Пока не существует крупномасштабных международных программ по выявлению и измерению загрязнения моря, ... нефти и нефтепродуктов, приходится 50% случае всех столкновений судов водоизмещением свыше 500 регистровых тонн. Угрожают морю и тысячи километров трубопроводов, по которым течет нефть. Бывают и аварии на ... стоков — доказать трудно”. Тем не менее, известно, что ...
7 Как следствие, в 2005 году появился ГОСТ Р «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» [30].
Стандарт применяют в качестве основы для разработки МИ, нормативных и др. документов, результаты использования которых служат основанием для расчета: количества сырой нефти обезвоженной; нетто сырой нефти и свободного нефтяного газа, извлеченных из недр; фактических потерь и проведения раздельного учета по скважинам, месторождениям и лицензионным участкам, а так же для разработки конкретных измерительных систем (ИС) учета количества сырой нефти и количества нефтяного газа. Как показывает анализ, измерительные системы являются основным техническим средством, применяемым для организации достоверного метрологического обеспечения измерения расхода, показателей качества и количества энергоресурсов на предприятиях нефтедобычи и нефтепереработки. Измерительные системы во всей научной, нормативной, и технической литературе рассматривают как разновидности средств измерений (СИ).
Потому все организационно-правовые нормы, которые действуют по отношению к средствам измерений, полностью охватывают и измерительные системы. Тем не менее, методы решения некоторых вопросов для измерительных систем располагают своей спецификой. Она обусловлена особенностями ИС: комплектацией на месте эксплуатации компонентами, выпускаемыми различными изготовителями; существенной распределённостью в пространстве и, как следствие, наличием протяженных линий связи между компонентами; многоканальностью; возможностью наращивания в процессе эксплуатации; конструктивной привязкой к техническим объектам; насыщенностью вычислительной техники. В настоящее время действует около 20 различных общероссийских нормативно-технических документов, которые регламентируют общие требования и методы метрологического обеспечения ИС, и многочисленная Изм. докум. Подпись Дата Обзор литературы
8 группа общероссийских и ведомственных документов на специализированные ИС руководит этой частью документации ГОСТ Р «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» [2].
Стандарт [9] охватывает почти все организационно-правовые вопросы метрологического обеспечения ИС и существенную часть технико — метрологических вопросов: метрологическую экспертизу технической документации ИС; нормирование, расчет метрологических характеристик (МХ) измерительных каналов; поверку и метрологический надзор. Проведенные исследования по метрологическому обеспечению измерительных систем, применяемых в нефтедобывающей отрасли, показали, что вместе с тем для них имеется ряд особенностей и проблем на различных этапах МО. Нет единых подходов к нормированию метрологических характеристик измерительных систем; не регламентированы требования, предъявляемые к системам обеспечения единого времени; нет единых требований к проектированию систем; отсутствуют типовые программы и методики испытаний ИС в целях утверждения типа; возникают проблемы при проверке ИС, особенно возникают трудности при определении межповерочных интервалов и др. Таким образом, на ряде рассмотренных примеров очевидно, что для реализации Энергетической стратегии России метрологического обеспечения учета нефти и нефтепродуктов является актуальной проблемой, требуются дальнейшие научные исследования и методическая проработка этих вопросов. 1.2 Проблемы современного метрологического обеспечения нефтетранспортных предприятий России Улучшение метрологического обеспечения нефтяной промышленности, которое обеспечивает увеличение точности учета нефти и нефтепродуктов, является одним из более действенных направлений Изм. докум. Подпись Дата Обзор литературы
Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров ...
... табл.6.1 и 6.2. ^ Рекомендуемые способы монтажной сварки резервуаров, сооружаемых из рулонированных полотнищ #G0Сварное соединение Рекомендуемый способ сварки 1 2 Стыковые соединения окраек днища 1. ... контроля качества сварных соединений, включающая способы и объемы контроля каждого сварного соединения резервуара. 6.2. (К) Исключен. ^ 6.3.1. Выбираемые способы и технология сварки резервуарных ...
9 инвестирования в стране, в результате которого увеличивается объем продажи нефти и уменьшение ее себестоимости. Проанализировав основные проблемы, которые включает в себя метрологическое обеспечение учета количества и качества нефти и нефтепродуктов нужно заметить, что в процессе реализации углеводородов в Европу, отсутствуют, как правило, современные средства контроля параметров, обеспечивающих нормальное протекание технологических процессов. Средства измерений российского производства, которые применяются в нефтяной промышленности, не соответствуют современным техническим требованиям, приближаются к критической точке по уровню износа и ТС. Это и есть одна из главных причин резкого уменьшения объема переработки нефтепродуктов и нефти. На данный момент коэффициент загрузки мощностей российских нефтеперерабатывающих заводов составляет приблизительно 59 %, а средняя глубина переработки углеводородов примерно 67 % ( в США примерно 89 %, на лучших НПЗ — до 97 %).
Нормативная база, которая регламентирует вопрос метрологического обеспечения учета нефти и нефтепродуктов, сформировалась в годы. В настоящее время она содержит 2 Закона РФ «Об обеспечении единства измерений» и «Об энергосбережении», приблизительно двадцать пять государственных стандартов и рекомендаций по метрологии, ведомственных инструкций. Недостаточная точность поверки и калибровки измерителей расхода на узлах учета магистральных трубопроводов является основной причиной наиболее низкой, чем в Европе, точности измерения количества нефтепродуктов и нефти. Вследствие чего создать новое поколение государственных и рабочих эталонов для расходометрии является одной из острых задач метрологического обеспечения нефтяной промышленности. Обоснованием постоянно возрастающей потребности в надежных средствах контроля качества нефтепродуктов и бешеный рост их производства является стоимость товарной нефти и нефтепродуктов. Изм. докум. Подпись Дата Обзор литературы
10 Изм. докум. Подпись Дата Обзор литературы
11 Изм. докум. Подпись Дата Обзор литературы
Новые индексы измерения качества жизни
... Вообще данная группа наиболее критически настроена по отношению ко многим составляющим качества жизни. Качество ее жизни не ниже, чем у некоторых других групп населения, но говорит ... аналогичных профессиональных групп за рубежом. Социальное самочувствие населения - четвертый компонент качества жизни. По нему рассчитывается индекс социального оптимизма, который основывается на оценках населением ...
12 Изм. докум. Подпись Дата Обзор литературы
13 Изм. докум. Подпись Дата Обзор литературы
14 2.Показатели качества нефти и средства измерения для их автоматического контроля Согласно требований РМГ «Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию»[3], основными показателями качества нефти являются: Таблица 2.1 Основные показатели качества нефти Такие показатели, как «выход фракций» и «массовая доля парафина» определяют при приеме нефти в систему магистральных нефтепроводов и при сдаче нефти на экспорт. Изм. Разраб. Руковод. Консульт. Зав. каф. Ф.И.О. Подп. Дата Королёв А.И. Наплеков В.И Рудаченко А.В. «Анализ метрологического обеспечения на нефтетранспортных предприятиях» Показатели качества нефти и средства измерения для их автоматического контроля Лит. ДР ТПУ гр. З-2Т00 ов
15 Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
16 Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
17 Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
18 — тяжелые металлы (ванадия, никеля и др.);
- плотность нефти при 20 С;
- Содержание общей серы. Сера негативным образом сказывается как на качестве самой нефти, так и на продуктах ее переработки. Сернистые соединения, содержащиеся как в самой нефти, так и в горюче-смазочных материалах (ГСМ), снижают их химическую стабильность и вызывают коррозию оборудования и аппаратуры при использовании ГСМ и переработке нефти. В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы (таблица 2.2).
Таблица 2.2 Класс нефти в зависимости от массовой доли серы [8] Класс нефти Наименование Массовая доля серы, % 1 Малосернистая До 0,6 включ. 2 Сернистая От 0,61 до 1,8 включ. 3 Высокосернистая От 1,81 до 3,50 включ. 4 Особовысоко — сернистая Более 3,50 Массовая доля сероводорода, метил- и этилмеркаптанов Сероводород встречается как в нефти, так и в продуктах ее переработки. Сероводород сильнейший яд с характерным запахом испорченных яиц. В присутствии воды или при повышенных температурах реагирует с металлом аппаратов, образуя сульфид железа. Хлористое железо переходит в водный раствор, а освобожденный сероводород вновь реагирует с железом. Таким образом, сероводород является причиной наиболее сильной коррозии аппаратуры. В товарной нефти массовая доля сероводорода ограничивается ppm [1].
Кроме сероводорода, существенной коррозионной активностью Показатели качества нефти и средства измерения Изм. докум. Подпись Дата
19 Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
20 2.1. Средства измерения для автоматического контроля показателей качества нефти Автоматические плотномеры (датчики плотности) Плотность вещества считается физической величиной, равной отношению массы к объёму. Единицей плотности в международной системе (СИ) является — кг/м 3. Применяется также внесистемная единица — т/м 3. Плотность продукта измеряется при помощи автоматических плотномеров. Наиболее распространены вибрационные плотномеры (рисунок 2.1. Рисунок 2.1 Вибрационный поточный плотномер FD900 [34] Измерители плотности FD900 имеют конструкцию, позволяющую измерять плотность жидкостей или шламов в трудных и неблагоприятных условиях. Они являются пыле- и влагонепроницаемыми и пригодны для непрерывной работы на потоке. Измерение плотности является базовым измерением. На его основе путем введения соответствующих компенсаций или при помощи вычислений может быть определен удельный вес, концентрация, стандартная плотность и т.д. Измеритель разработан для обеспечения максимальной надежности и стабильности, одновременно с этим, он обладает хорошей степенью защиты от влияния температуры, давления, вибрации и положения. Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
Тема работы Технология проведения товарно-коммерческих операций ...
... и хранения нефти и газа УТВЕРЖДАЮ: Зав. кафедрой Рудаченко А.В. (Подпись) (Дата) (Ф.И.О.) В форме: ЗАДАНИЕ на выполнение выпускной квалификационной работы Дипломной работы Студенту: Группа ... Средства измерения уровня нефти в резервуаре Определение массы нефти в резервуарах Основные контролируемые показатели качества нефти Определение плотности нефти ареометром Определение фактического объема нефти в ...
21 Чувствительный элемент FD900 состоит из двух параллельных трубок, заполненных жидкостью процесса. Эти трубы приведены в колебательное движение (возбуждающим усилителем и катушками магнитного привода) на их естественной резонансной частоте. Период этого резонанса пропорционален полной массе труб и жидкости процесса, а следовательно пропорционален и плотности жидкости [6,34]. Сборка датчика располагается в приборе и подключается к соединительным деталям процесса маленькими изолированными гофрированными трубками. Это облегчает монтаж и установку. Автоматические пробоотборники Автоматический пробоотборник (рисунок 2.2), представляет собой пробоотборное устройство с регулируемым объемом точечных проб, обеспечивающее постоянное движение части перекачиваемой нефти или нефтепродуктов по контуру отбора проб, установленное в корпусе диспергатора [10,34]. Пробоотборник автоматический устанавливается в блоке качества системы измерения количества и качества нефти (СИКН), для отбора пробы нефти или нефтепродуктов с последующим определением физикохимических показателей качества перекачиваемой нефти или нефтепродуктов аналитическим путем в лаборатории нефтегазодобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий. Отбор объединенной пробы производится автоматическими пробоотборниками, отбирающими пробы равными дозами через равные промежутки времени в течение смены за периоды с 0 до 12 часов и с 12 до 0 часов московского времени или равными дозами через заданные количества массы нефти проходящей через СИКН, в зависимости от установленного алгоритма работы пробоотборников [10].
В случаях выхода из строя или аварийной остановки при переливе рабочего пробоотборника оператор товарный ПСП запускает в работу резервный пробоотборник. Для аварийной остановки пробоотборников Показатели качества нефти и средства измерения Изм. докум. Подпись Дата
22 предусмотрены датчики утечек в линии перелива с бачков пробоотборника в дренаж. Рисунок 2.2 Автоматический пробоотборник [34] Автоматические вискозиметры Вязкость характеризует свойство жидкости оказывать сопротивление сдвигу при перемещении частей жидкости относительно друг друга. Единицей динамической вязкости является Па*с. Для измерения вязкости жидкостей в потоке в основном используются вибрационные вискозиметры (рисунок 2.3).
Средства измерения расхода и количества
... Расход вещества измеряется с помощью расходомеров, представляющих собой средства измерений или измерительные приборы расхода. Многие расходомеры предназначены не только для измерения расхода, но и для измерения ... (разность) давления, зависящий от расхода. В качестве стандартных (нормализованных) сужающих устройств ... ходе в соответствующей форме и виде. Измерительная диафрагма представляет собой диск, ...
Вискозиметр состоит из измерительного преобразователя ПИ, электронного блока БЭ и цифрового прибора ЦИ [5,34]. Рисунок 2.3 Автоматический вибрационный вискозиметр Mobrey [34] Эксплуатационные достоинства вискозиметров вибрационного типа: Прочность конструкции; Стабильные и точные измерения; Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
23 Способность работы при наличии твёрдых примесей и газа; Заводская калибровка; Отсутствие движущихся частей; Широкий выбор материалов и фитингов; Не нужна фильтрация; Не нужно текущего техобслуживания; Перекалибровки не нужны совсем или нужны редко; Нечувствительность к вибрации. Поточные влагомеры Поточные влагомеры нефти предназначены для использования при подготовке нефти перед переработкой, а также в системах последующего контроля качества[5,34]. Работа поточных влагомеров строится на измерении сопротивления эмульсии нефти, проходящей через прибор. Сопротивление при этом зависит, непосредственно, от содержания воды в нефти и нефтепродуктах. Рисунок Автоматический поточный микроволновый влагомер товарной нефти МВН-1 [34] Предназначен для установки как на узлах коммерческого учета нефти, так и для контроля влагосодержания на объектах подготовки транспорта нефти и газового конденсата. Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
24 Устройство для определения свободного газа (УОСГ 100 СКП) Прибор предназначен для измерения содержания свободного газа в нефти и углеводородных жидкостях [10].
Прибор применяется при оценке качества сепарации и введения поправок в показания счетчиков на узлах учета нефти и групповых замерных установках. Конструктивно прибор состоит из пробоотборного блока и прессового узла (рисунок 2.5).
Пробоотборный блок включает в себя пробоотборную камеру, термостатирующую рубашку с входным и выходным патрубками, клапанный и манометрический узел. Узел пресса имеет плунжер, линейную шкалу, визир, лимб и корпус. Принцип действия прибора основан на том, что при сжатии пробы газожидкостной смеси, после ее перехода из двухфазного в однофазное состояние, характер зависимости давления от изменения объема пробы становится линейным Таблица Технические характеристики [34] Наименование характеристики Значение Вместимость пробоотборной камеры, 10-6 м3, не менее 280 Диапазон измерения давления в пробоотборной камере, МПа Пределы абсолютной погрешности при измерении давления, МПа ±0,1 Максимальное давление в подводящем трубопроводе, МПа 6,0 Температура измеряемой среды, ºС 0 80 Габариты мм, не более 530х390х300 Масса, кг, не более 14.0 Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
25 Рисунок Устройство для определения свободного газа (УОСГ 100 СКП) [34] Солемер Применяется для измерения солесодержания проб нефти, которые были отобранных [11] : с товарных парков; с магистральных нефтепроводов; на сборных пунктах; на групповых замерных установках; на объектах подготовки нефти; из резервуаров и со скважин. Преимущества: обеспечивает точность измерения, соответствующую [11]; имеет нормированные метрологические характеристики и средства поверки; сокращает время определения солесодержания в нефти в 1,5-2раза; индикатор; автоматически обрабатывает и выдает результаты измерения на Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
Тема работы Анализ влияния технологических параметров на процессы ...
... нефти. Объект исследования: технология подготовки нефти Вынгапуровского месторождения и влияние деэмульгаторов на качество подготовки нефти. Цель работы: ... ФИО Ученая степень, Подпись Дата звание Доцент Рыжакина ... нефтяной промышленности нужно решать проблемы повышения единичных мощностей и комбинирования установок, увеличения эффективности капиталовложений, уменьшение эксплуатационных расходов, ...
26 исключает использование токсичных реактивов и лабораторное спецоборудование при работе с прибором. Рисунок 2.6 Солемер нефти автоматический [34] Таблица 2.4 Основные технические характеристики автоматического солемера [34] Наименование характеристики Значение Диапазон определения содержания хлористых солей, мг/л 1, Объём дистиллированной воды на один анализ, л 0,5 Время одного замера, не более, мин 20 Электропитание от сети переменного тока, напряжение, В 220 Габариты, мм, не более Блок измерительный 225 х 140 х 80 Блок подготовки водных вытяжек 570 х 200 х 150 Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
27 2.2 Измерение расхода и массы вещества Расход — это количество вещества (жидкости, газа, пара или сыпучих материалов), протекающее через поперечное сечение потока (трубопровода) в единицу времени. Расход объемный — это объём вещества, проходящего через поперечное сечение потока за единицу времени. Единицы измерения объемного расхода (объем/время): л/мин, л/с, м 3 /час и т.п. Расход массовый — это масса вещества, проходящего через поперечное сечение потока за единицу времени. Единицы измерения массового расхода (масса/время): кг/мин, г/с, т/час и т.п. Рассмотрим некоторые виды расходомеров. Поплавковый расходомер (Ротаметр) Рисунок 2.7 Ротаметр поплавковый для измерения расхода жидкости [34] Предназначен для измерения расхода жидких и газообразных средств. Является расходомером постоянного перепада давления. Данное устройство состоит из трёх элементов. 1. Корпус, представляющий собой прозрачную трубку со сквозным коническим отверстием. Снаружи на корпус нанесена вертикальная шкала её вид установлен Госстандартом (индивидуально для всех типов измеряемых сред).
Размерность градуировки единица объёма на единицу времени (л/мин) [17].
Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
28 2. Поплавок, который свободно перемещается внутри корпуса по направляющей и занимает определённое положение под напором жидкости или газа разное в зависимости от интенсивности потока. Верхний срез поплавка является указателем прибора по нему производится отсчёт при снятии результатов измерений. 3. Резьбовые штуцеры, предназначенные для монтажа устройства на трубопровод. При необходимости ротаметры оснащаются датчиками минимального и максимального значений измеряемой величины и трансмиттером сигнала. Принцип работы ротаметра [34]: Прибор устанавливается на вертикальные трубопроводы, поток среды в которых направлен снизу вверх. Перемещающееся по трубам вещество попадает на специальные бороздки поплавка, расположенные в верхней части, и заставляет его вращаться и передвигаться вверх или вниз направление зависит от интенсивности расхода. Устойчивое положение поплавок занимает тогда, когда сила потока становится равной силе действующей на перемещающийся по конической трубке элемент гравитации (иначе: когда вес поплавка, приходящийся на единицу площади поперечного сечения, становится равным перепаду давления).
Такое «уравновешивание» возможно благодаря устройству прибора: величина зазора, по которому проходит поток среды, изменяется в зависимости от того, какое положение занимает поплавок в конической трубке. В момент установившегося равновесия снимаются показания прибора верхний срез поплавка указывает на градуировочной шкале величину, соответствующую расходу вещества. Достоинства и недостатки ротаметра. Простота устройства ротаметров обуславливает ряд присущих им положительных характеристик [16]: Показания прибора наглядны и могут быть считаны визуально; Показатели качества нефти и средства измерения Изм. докум. Подпись Дата
29 расходы. С помощью данных устройств измеряют даже самые малые Диапазон измерения достаточно широк, причём погрешность постоянна в любой точке шкалы. Шкала прибора отградуирована равномерно. Потеря давления на всём диапазоне измерения несущественна. При изготовлении корпуса и поплавка из соответствующих материалов ротаметром можно измерить расход стерильных или агрессивных веществ. Однако у ротаметров есть и недостатки: Прибор должен располагаться лишь вертикально в других положениях он просто не будет работать. Использование ротаметра в автоматизированной системе измерения практически невозможно показания с неоснащённых датчиками приборов считываются оператором визуально. прозрачных веществ. Устройство можно использовать для измерения расхода лишь Положение поплавка зависит не только от интенсивности расхода, но и от плотности среды: градуировка шкалы при использовании ротаметра с вязкими веществами достаточно трудоёмка. Поршневой расходомер Поршневые расходомеры применяются для измерения расхода воды, жидких нефтепродуктов, вязких и агрессивных жидкостей (рисунок 2.8) [34].
Поршневой расходомер желательно устанавливать на горизонтальном участке трубопровода с прямыми участка на расстоянии не менее 10D до прибора и не менее 8D после прибора. В корпусе прибора 1 запрессована цилиндрическая бронзовая втулка 2, имеющая круглое входное отверстие и прямоугольное выходное. Показатели качества нефти и средства измерения Изм. докум. Подпись Дата
30 Внутри втулки перемещается поршень 3, положение поршня определяется величиной расхода вещества и служит его мерой. При изменении расхода изменяется сила, действующая на поршень снизу, и он опускается или поднимается, открывая или прикрывая выходное отверстие до тех пор, пока сила, создаваемая разностью давлений на поршень снизу и сверху, не станет равной действующему весу поршня. Так как вес поршня вместе с грузами его площадь величины постоянные, то и перепад давления в состоянии равновесия остается практически постоянным. Конструктивно корпус, втулка и поршень выполнен таким образом, что при крайнем нижнем положении поршня входное отверстие остается полностью открытым, а выходное полностью закрытым. Изменение максимально предела измерения прибора достигается изменением ширины выходного отверстия и веса грузов. При измерении расхода веществ с высокой температурой крышка прибора снабжается ребристым охладителем 5; при измерении расхода веществ с низкой температурой и большой вязкостью крышка прибора снабжается полостью, через которую пропускают то или другое греющее вещество. Рисунок 2.8 Устройство поршневого расходомера [34] 1 корпус; 2- втулка; 3- поршень; 4- сердечник; 5 ребристый охладитель; Показатели качества нефти и средства измерения Изм. докум. Подпись Дата
31 Турбинный расходомер Предназначен для измерения объемного расхода и объема нефти, нефтепродуктов и других жидкостей в рабочих условиях. Принцип работы: Принцип действия расходомера основан на бесконтактном преобразовании скорости вращения ротора турбинного преобразователя расхода (ТПР) в электрический сигнал с частотой, пропорциональной скорости вращения и, соответственно, объемному расходу измеряемой жидкости, который воспринимается входной цепью вторичного прибора ИМ2300. ИМ2300 производит вычисление значений текущего расхода и объема жидкости при рабочих условиях, преобразование их в визуальную информацию, накопление измеренных параметров в памяти, передачу информации в автоматизированную систему сбора данных. Состав:
- турбинный преобразователь расхода (ТПР);
- преобразователь сигналов индукционный ПСИ-90Ф;
- вторичный прибор ИМ2300;
- барьер искрозащиты для расходомера с обеспечением взрывозащиты.
Рисунок 2.9 Турбинный расходомер [34] Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
32 Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
33 . Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
34 Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
35 Массовые расходомеры имеют очень высокую точность измерений (0.1 % для жидкости) и в последнее время все чаще применяются на коммерческих узлах учета [4,31]. Изм. докум. Подпись Дата Показатели качества нефти и средства измерения
36 3. Характеристика объекта исследования 3.1 Система измерения количества и показателей качества нефти СИКН Назначением таких систем является автоматизированное измерение массы нефти и измерение показателей качества нефти при проведении расчетных операций между поставщиком сырья и принимающей стороной. СИКН включает в себя [17]: Технологический комплекс: Блок измерительных линий; Блок измерения качества нефти; Пробозаборное устройство; Поверочная установка или узел подключения передвижной поверочной установки; Систему сбора, обработки информации и управления; Систему распределения электроэнергии. СИКН могут иметь индивидуальные особенности и различаться по компоновке оборудования исходя из требований Заказчика. СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций: автоматизированное измерение массы брутто нефти/нефтепродуктов и вычисление массы нетто нефти/нефтепродуктов; автоматизированное измерение технологических параметров; автоматизированное измерение показателей качества нефти/нефтепродукта; отбор объединенной пробы; отображение (индикация), регистрация и архивирование результатов измерений; поверку рабочих и эталонных средств в месте эксплуатации без нарушения процесса измерений; Изм. Разраб. Руковод. Консульт. Зав. каф. Ф.И.О. Подп. Дата Королёв А.И. Наплеков В.И Рудаченко А.В. «Анализ метрологического обеспечения на нефтетранспортных предприятиях» Характеристика объекта исследования Лит. ДР ТПУ гр. З-2Т00 ов
37 контроль метрологических характеристик средств измерения на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений; передачу данных на верхний уровень. Таблица 3.1 Общие основные технические характеристики СИКН Параметры Значение Рабочая среда Режим работы товарная нефть непрерывный Рабочее давление, Мпа, не более 6,3 Максимальный диапазон, м 3 /час (м 3 /сут) ( ) Плотность нефти, кг/м Вязкость нефти, сст, не более 100 Содержание воды в нефти, %, не более 1 Содержание хлористых солей в нефти, мг/л, не более 2000 Содержание механических примесей, %, не более 0,05 Содержание парафина, %, не более 6 Предел допустимой относительной погрешности массы нетто нефти, % Предел допустимой относительной погрешности массы брутто нефти, % 0,25 0,35 Температура рабочей среды, С о Температура внутри блока, С о, не ниже +5 Напряжение питания, В 220/380 Потребляемая мощность, квт, не более 5,5 Категория взрывопожароопасности зданий по НПБ Степень огнестойкости блока по СНиП Габаритные размеры, м., не более: длина ширина высота А IV 9,000 9,000 2,950 Температура окружающей среды, С о Изм. докум. Подпись Дата Характеристика объекта исследования
38 Таблица Основные средства измерений и оборудование, входящее в состав СИКН [15] Наименование СИ и оборудования, входящих в состав СИКН Пределы допускаемой погрешности СИ Примечание 1. Основные СИ и оборудование, устанавливаемые на технологической части СИКН 1.1 Измерительные линии ПР рабочие, резервный 0,15% ПР контрольно-резервный 0,1% Преобразователь давления 0,6% Манометры 0,6% Манометры на фильтрах 0,6% Преобразователь температуры 0,2 0 С Термометры стеклянные 0,2 0 С Струевыпрямители Фильтры Регуляторы давления на выходе СИКН Задвижки и шаровые краны электроприводные Дренажные задвижки Пробозаборное устройство щелевого типа 1.2. БИК 1.2.1ПП поточный: основной и резервный 0,36% Манометр 0,6% Термометр стеклянный 0,2 0 С Расходомер Пробоотборник автоматический Изм. докум. Подпись Дата Характеристика объекта исследования
39 основной и резервный с диспергатором Пробоотборное устройство для ручного отбора пробы с диспергатором Циркуляционный насос 2. Основные СИ и оборудование, устанавливаемые вне технологической части СИКН 2.1 СОИ 0,05% 2.2 Вторичная аппаратура ПР 0,05% 3. Дополнительные СИ и оборудование 3.1 Преобразователи вязкости в БИК 1,0% 3.2 Промывочный насос в БИК 3.3 Газосигнализатор в БИК (эксплозиметр) 3.4 Датчики пожара в БИК 3.5 Вентилятор вытяжной в БИК 3.6 Нагреватель электрический с терморегулятором в БИК. 3.9 Реле сигнализатора расхода в БИК Промывной насос в БИК Сигнализатор перепада давления между коллекторами входа и выхода Стабилизатор напряжения 220В в БИК Силовой шкаф СВ Шкаф управления СВ-02. Изм. докум. Подпись Дата Характеристика объекта исследования
40 Рисунок 3.1 Типовая технологическая схема СИКН [ 31] 3.2 Блок измерительных линий Рисунок Блок измерительных линий (БИЛ) [33] Типовой состав БИЛ:
- Входной и выходной коллекторы;
- Коллектор к ПУ;
- ИЛ (рабочие, резервные, контрольно резервные);
- Дренажная система.
Изм. докум. Подпись Дата Характеристика объекта исследования
41 Требования к БИЛ согласно РМГ «Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию» [3]:
- Диаметр входного и выходного коллекторов следует рассчитывать на max расход нефти через СИКН с учетом допускаемой скорости потока (не более 7 м/с для магистральных нефтепроводов, не более 4 м/с для промысловых нефтепроводов).
— На выходном коллекторе необходимо установить манометр и преобразователь давления. На выходном коллекторе СИКН с преобразователями массового расхода, а также по требованию заказчика установить термокарман для термометра и преобразователя температуры. — Если есть стационарная ПУ, то допускается контрольную ИЛ не включать в схему. При включении контрольной ИЛ в состав БИЛ рекомендуется использовать ее в качестве резервной. Типовой состав ИЛ с преобразователем объемного расхода включает в себя: — задвижку или шаровой кран на входе ИЛ;
- фильтр тонкой очистки с быстросъемной крышкой, дренажным и воздушным кранами;
- преобразователь объемного расхода в комплекте со струевыпрямителем или прямыми участками до и после ПР;
- задвижку или шаровой кран с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек на выходе ИЛ;
- задвижку или шаровой кран с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек на выходе к ПУ;
- регулятор расхода на выходе ИЛ;
- преобразователь температуры и термометр за нормированным участком после ПР; Изм. докум. Подпись Дата Характеристика объекта исследования
42 — манометр и преобразователь давления за нормированным участком после ПР;
- кран шаровой дренажный за нормированным участком после ПР;
- шаровой кран-воздушник на входе ИЛ. Типовой состав ИЛ с преобразователем массового расхода включает в себя:
- запорную арматуру на входе ИЛ;
- фильтр тонкой очистки с быстросъемной крышкой, дренажным и воздушным кранами;
- преобразователь массового расхода;
- запорную арматуру с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек на выходах ИЛ в коллектор и к ПУ;
- регулятор расхода на выходе ИЛ;
- кран шаровой дренажный;
- шаровой кран-воздушник в самой высокой точке ИЛ;
— преобразователь давления. Тип применяемых ПР должен быть выбран с учетом значения рабочего расхода, параметров и показателей качества нефти (вязкость, содержание массовой доли воды, механические примеси).
Изм. докум. Подпись Дата Характеристика объекта исследования
43 Рисунок 3.3 Типовая технологическая схема БИЛ [32] Число ИЛ с преобразователями объемного расхода необходимо выбирать не менее 3 (две рабочие и одна резервная).
Число ИЛ с преобразователями массового расхода следует выбирать не менее2 (рабочая и резервно — контрольная).
Число резервных ИЛ должно быть не менее 30% от числа рабочих ИЛ. 3.3 Блок измерений качества Рисунок 3.4 Блок измерений качества (БИК) [33] Изм. докум. Подпись Дата Характеристика объекта исследования
44 Блок контроля качества нефти входит в состав систем коммерческого и оперативного учета, которые мы разрабатываем по типовым и индивидуальным проектам. Нефть, проходящая через БИК, отбирается из коллектора с помощью пробозаборного устройства. Требуемое значение расхода через БИК подтверждается расчетами, приведенными в проектной документации. Расход нефти через БИК регулируется регулятором с электрическим или ручным приводом либо циркуляционным насосом с частотным регулированием скорости вращения двигателя. Величина расхода контролируется с помощью преобразователем расхода с местной и дистанционной индикацией. БИК размещается в отдельном обогреваемом блок-боксе, в котором находится трубная обвязка с комплектом средств измерений и оборудования, необходимого для измерения показателей качества нефти. Блок- бокс БИК оборудован взрывозащищенными светильниками и электрообогревателями с автоматическим регулированием, приборами автоматического контроля загазованности атмосферы внутри блок-боксе, датчиками пожарной сигнализации, визуальными и звуковыми извещателями пожара, приточновытяжной вентиляцией. Назначение БИК [15]: В БИК размещаются средства измерений параметров качества продукта, пробоотборник и другие устройства. БИК устанавливается на байпасе основного трубопровода (коллектора) СИКН и через него проходит только часть потока продукта. Состав и схема БИК зависят от типа применяемых преобразователей расхода и перечня параметров качества продукта, которые необходимо измерять, и могут включать: плотномер и вискозиметр, датчики давления и температуры, манометр и термометр, автоматический и ручной пробоотборники, индикаторы расхода (скорости), насосы циркуляционные, серомер, солемер, влагомер, прибор для определения объема свободного газа. Характеристика объекта исследования Изм. докум. Подпись Дата
45 Рисунок 3.5 Типовая технологическая схема БИК [32 ] Требования к БИК согласно РМГ «Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию» [3]: В БИК должны быть установлены:
- поточный преобразователь плотности (рабочий и резервный) с параллельно-последовательной схемой подключения;
- поточный преобразователь влагосодержания (рабочий и резервный) с параллельно-последовательной схемой подключения;
- при необходимости поточный преобразователь вязкости (рабочий и резервный) с параллельно-последовательной схемой подключения ;
- термокарман для термометра и преобразователя температуры;
- преобразователь давления и манометр; Изм. докум. Подпись Дата Характеристика объекта исследования
46 — пробоотборники автоматические, обеспечивающие отбор проб по заданной программе, с герметичными контейнерами вместимостью не менее 3 л (рабочий и резервный);
- устройство для ручного отбора точечных проб в соответствии с [10];
- циркуляционные насосы (рабочий и резервный), обеспечивающие требуемый расход нефти через БИК (в случае насосной схемы);
- преобразователь расхода (расходомер);
- регулятор расхода нефти через БИК;
- система промывки поточных преобразователей (при необходимости);
— фильтры (рабочий и резервный).
В состав БИК могут включаться дополнительные СИ показателей качества нефти (показатели содержания соли, серы).
При измерении массы нефти прямым динамическим методом допускается не включать поточный плотномер в состав БИК, при этом следует предусмотреть место подключения преобразователя плотности для проведения поверки и контроля MX преобразователей массового расхода. 3.4 Трубопоршневая поверочная установка Рисунок 3.4 Трубопоршневая поверочная установка [33] — Блок ТПУ состоит из трубопоршневой установки, на входе и выходе которой установлены преобразователи давления, преобразователи Изм. докум. Подпись Дата Характеристика объекта исследования
47 — температуры, манометры и лабораторный термометр Т. — Регулятор расхода установлен на выходном коллекторе ;
- Блок регуляторов давления состоит из двух регуляторов давления типа КЖ (клапан жидкостной), и четырех задвижек. Узел подключения передвижной ТПУ состоит из двух задвижек и двух манометров МТИ Трубопоршневая поверочная установка (ТПУ) обычно оснащена: площадками обслуживания камер пуска и приема шара четырехходового крана;
- закрытой дренажной системой с возможностью контроля протечек через краны, врезанные во входной/выходной трубопроводы за пределами калиброванных участков ТПУ;
- патрубками для подключения системы промывки ТПУ и эталонной поверочной установки на базе мерников. Требования к ПУ согласно РМГ «Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию» [3]: Поверочную установку выбирают исходя из следующих условий:
- пропускная способность ПУ должна соответствовать полному диапазону расхода ПР;
- max рабочее давление ПУ должно соответствовать максимальному рабочему давлению СИКН;
- пределы допускаемой относительной погрешности ПУ должны соответствовать требованиям [24];
- обеспечение возможности проведения поверки ПР на месте эксплуатации без нарушения режимов перекачки нефти; На входе и выходе должны быть установлены:
- термокарман для термометра и преобразователя температуры; Изм. докум. Подпись Дата Характеристика объекта исследования
48 — манометры и преобразователи давления;
- Необходимо предусмотреть возможность поверки стационарной ПУ при помощи передвижной ПУ или эталонных весов и мерников;
- Трубопроводы подключения ПУ к БИЛ должны проектироваться с наименьшим числом поворотов;
- При опорожнении ПУ участки трубопроводов, ограниченные запорной арматурой, должны опорожняться полностью;
- Стационарная ПУ должна размещаться в здании или иметь теплоизоляцию калиброванного участка;
- Конструкция ПУ должна обеспечивать возможность автоматизированного управления процессом поверки;
- ПУ должна иметь закрытую дренажную систему с герметичной запорной арматурой.
3.5 Система сбора и обработки информации Рисунок 3.5 Система сбора и обработки информации [32] В состав СОИ, независимо от варианта выбранных гидравлических (технологических) схем СИКН, входят [7]: (основное); шкаф измерительно-вычислительного комплекса; шкаф программируемого логического контроллера (ПЛК); шкаф вторичной аппаратуры (ШВА); шкаф аварийной защиты и сигнализации; щит связи; автоматизированное рабочее место (далее АРМ) оператора СИКН Характеристика объекта исследования Изм. докум. Подпись Дата
49 АРМ оператора СИКН (резервное).
ШВА и шкаф ПЛК могут быть объединены в один шкаф. Требования к СОИ, согласно РМГ «Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию» [3] : СОИ автоматизировано выполняет следующие функции: сбор, обработка, отображение, регистрация информации по учету нефти и управление режимами работы СИКН. — При проектировании СОИ необходимо обеспечить горячее резервирование. — Число входов СОИ определить при разработке технического задания с учетом резерва. — СОИ должна обеспечить выполнение следующих функций: а) обработку сигналов, которые поступают от первичных измерительных преобразователей; б) преобразование значений параметров входных сигналов в значения величин и их отображение; в) автоматизацию операций поверки и контроля MX ПР с формированием протоколов; г) отображение и регистрацию измерительной и технологической информации;
- просмотр в масштабе реального времени режимов работы ИЛ и измерительных преобразователей;
- просмотр пределов измеряемых величин, пределов разности показаний преобразователей;
- просмотр констант и коэффициентов СИ;
- автоматическое построение, отображение и печать графиков измеряемых величин (трендов);
- оповещение персонала о нарушениях технологического режима и аварийных ситуациях;
- регистрацию событий в журнале событий; Характеристика объекта исследования Изм. докум. Подпись Дата
50 д) автоматизированное управление и технологический контроль за работой оборудования:
- установку режимов работы ИЛ и измерительных преобразователей БИК;
- управление задвижками;
- управление пробоотборниками;
- переключение комплектов оборудования; е) формирование основных отчетных документов:
- отчет (сменного, суточного, месячного);
- паспорт качества нефти;
- акт приема-сдачи;
- суточный оперативный журнал регистрации показаний СИ СИКН; ж) архивирование данных; и) печать отчетных документов, журналов событий, протоколов поверки и контроля; к) личный доступ при помощи паролей по уровням управления и работе с программой; л) прием данных от систем противопожарной автоматики, контроля загазованности; м) прием и отображение в реальном времени данных СИ, не входящих в состав СИКН; н) создание мнемосхем; о) создание и редактирование шаблонов отчетных документов; п) защита СОИ от несанкционированного доступа; р) вывод информации в локальную сеть принимающей (сдающей) стороны по согласованным протоколам обмена Изм.
докум. Подпись Дата Характеристика объекта исследования
51 4. Технологическая схема СИКН и порядок эксплуатации Типовой режим работы СИКН с 4 измерительными линиями [32]: 1. Нефть через задвижки поступает в приемный коллектор СИКН, который разветвляется на 4 измерительные линии, каждая из которых может быть рабочей или резервной. 2. Нефть через фильтр поступает на рабочую измерительную линию, регуляторы давления, через задвижку в резервуарный парк. 3. При работе СИКН должны быть проверены на герметичность и опломбированы задвижки, шаровые краны на входе резервных измерительных линий, дренажные задвижки с фильтров пломбой представителя «Стороны, сдающей нефть». 4. В нормальном режиме СИКН в зависимости от находящихся в работе измерительных линий должны быть открыты шаровые краны, задвижки. 5. Посредством вентиля, врезанного на фильтре, удаляется воздух из подключенных в работу измерительных линий. 6. После вывода измерительной линии из работы, закрываются шаровые краны на входе и выходе линий, на ТПУ, сбрасывается избыточное давление через дренажную задвижку в емкость утечек. Контроль протечек осуществляется через вентиль воздушник на крышке фильтра, выведенной из работы измерительной линии. 7. Для ликвидации замкнутого объема в неработающих измерительных линиях должны быть открыты, после проверки на герметичность, соответственно шаровые краны на выходе с измерительных линий. Изм. Разраб. Руковод. Консульт. Зав. каф. Ф.И.О. Подп. Дата Королёв А.И. Наплеков В.И Рудаченко А.В. «Анализ метрологического обеспечения на нефтетранспортных предприятиях» Технологическая схема СИКН и порядок эксплуатации Лит. ДР ТПУ гр. З-2Т00 ов
