Повышение эффективности эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

нефть технологический расходомер

При эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов одной из актуальных задач является повышение эффективности их эксплуатации, которая решается главным образом за счет снижения потерь нефтепродуктов и затрат на их транспорт. Однако для оценки проводимых мероприятий необходима точная и достоверная информация о количестве перекачиваемого нефтепродукта. Отсюда следует, что повышение точности определения массы нефтепродуктов является значимой проблемой для предприятий, участвующих в процессах транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов.

В связи со значительными объемами сдаваемой нефти и её высокой ценой проблема повышения точности учета массы и объема нефти является в настоящее время актуальной.

Целью итоговой аттестационной работы является рассмотрение возможности повышения точности и достоверности определения количества нефти при проведении учетных операций на ПСП.

Задачами итоговой аттестационной работы являются:

- изучение структуры и работы системы измерения количества и показателей качества нефти;

- обоснование замены ТПР на массовый расходомер.

При работе над итоговой аттестационной работой были использованы материалы ПАО «Оренбургнефть» (Инструкция эксплуатации СИКН №249 ПСП «Покровка»)



1. Назначение и состав СИКН

1.1 Назначение СИКН

СИКН №249 предназначена для ведения приемо-сдаточных операций между

ПАО «Оренбургнефть» и Бугурусланским РНУ АО «Транснефть-Приволга». В качестве основной схемы учета товарной нефти, подготовленной согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002 [1], используется косвенный метод динамических измерений с применением турбинного преобразователя расхода и поточного преобразователя плотности.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы товарной нефти, установленные ГОСТ 8.595-2004 [2]:

- массы брутто ± 0,25%;

- массы нетто ± 0,35%.

СИКН №249 обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматическое измерение объёмного расхода нефти в рабочем диапазоне (м³/ч);

- автоматизированное вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м³) нефти;

- автоматическое измерение вязкости (сСт);

- автоматическое измерение объемного содержания воды в нефти (%);

- автоматический и ручной отбор объединённой пробы нефти;

- поверку и контроль метрологических характеристик ПРпо стационарной ПУ;

- поверку стационарной ПУ по передвижной поверочной установке;

- формирование и архивирование в АРМ оператора трендов измеренных величин;

- вывод на печать отчетных документов и трендов;

- защиту от несанкционированного доступа к изменению информации с помощью многоуровневой системы доступа с паролями;

- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

- регистрацию и хранение результатов измерений и вычислений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приёма-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

Основные технические и метрологические характеристики СИКН №249 приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Основные технические и метрологические характеристики СИКН

Наименование характеристики / параметра	Обозначение/значение
Рабочий диапазон избыточного давления нефти, МПа	от 0,1 до 6
Расходминимальный, м3/ч	300
Расход максимальный, м3/ч	1600
Рабочий диапазон температуры нефти, єС	от 0 до 50
Содержание свободного газа	не допускается
Режим работы СИКН	Непрерывный
Режим работы ТПУ	Периодический
Способ КМХ ПР	По ТПУ 2-го разряда
Способ поверки основных СИ: - ПР; - стационарной ТПУ	с применением ТПУ 2-го разряда с применением ТПУ 1 разряда
Режим управления: - запорной арматурой; - регуляторами расхода	- автоматизированный и ручной - автоматический и ручной

Основные физико-химические характеристики рабочей среды в СИКН №249 приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2. Основные физико-химические характеристики рабочей среды в СИКН

Наименование характеристики / параметра	Значение
Вязкость кинематическая, сСт	от 4,835 до 10,338
Плотность в рабочем диапазоне температуры нефти, кг/м3	от 820 до 860
Массовая доля воды, %	не более 0,5
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3	не более 100
Массовая доля механических примесей, %	не более 0,05
Давление насыщенных паров, кПа (мм. рт. ст.)	не более 66,7 (500)
Массовая доля серы, %	не более 2,3
Массовая доля сероводорода, млн-1	не более 100
Массовая доля метил-иэтилмеркаптанов в сумме, млн-1	не более 100
Массовая доля парафина, %	не более 5,9
Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 0С, млн-1	не более 10
Выход фракций, % до температуры: 200°С, 300°С	не менее 21 не менее 40

1.2 Состав СИКН

По функциональному назначению оборудования комплекс технологический СИКН подразделяется на следующие составные части:

- блок измерительных линий;

- блок измерений показателей качества нефти;

- трубопоршневая поверочная установка;

- межблочная технологическая обвязка;

- дренажная система;

- система обработки информации с функцией «горячего» резервирования;

- автоматизированное рабочее место оператора;



1.3 Основные средства измерений и оборудование

Блок измерительных линий

БИЛ состоит из 4 ИЛ (2 рабочих, 2 резервных) оборудованных турбинными преобразователями расхода MVTM «Smith Meter Inс» DN 150, входного и выходного коллекторов DN300, коллектора выхода на ТПУ DN 150, закрытой дренажной системы. Технологическая схела БИЛ изображена на рисунке 1.1.

В блоке измерительных линий обеспечивается измерение объема нефти с помощью турбинныхпреобразователей расхода, а также значения давления и температуры нефти в линии БИЛ.

Показания преобразователей давления и температуры нефти, размещенных на прямом участке трубопровода за расходомером (по потоку), используются для последующей коррекции данных расхода (датчики дублируются приборами визуального контроля - манометром и термометром, показания которых, при необходимости, фиксирует оператор). Сигнал от преобразователей расхода, давления и температуры поступают в ИВК ИМЦ-03, где производится вычисление объемного и массового расхода нефти.

Для обеспечения достоверности измерений и КМХ ПР по ТПУ, а также достоверности результатов поверки ПР по ТПУ, вся запорная арматура, влияющая на результаты измерений, должна быть с местным или дистанционным контролем протечек.

В БИЛ предусмотрена закрытая дренажная система. Дренаж БИЛ выполнен в дренажную емкость учтенной нефти ЕД-2 и дренажную емкость неучтенной нефти ЕД-1.

В таблице 1.3 приведены СИ и основное технологическое оборудование БИЛ.



Таблица1.3 - Основное оборудование БИЛ

№ позиции по технологической схеме	Наименование СИ и оборудования	Тип, марка	Диапазон измерений/ технические характеристики	Метрологические характеристики	Кол-во, шт.
ПР1, ПР 2, ПР 3, ПР 4	Преобразователь расхода жидкости турбинный DN 150	MVTM «SmithMeterInс»	от 64 до 640 м?/ч.	± 0,15%*	4
PT	Преобразователь давления измерительный	3051 TG	от 0 до 6,0 МПа	± 0,5%**	6
PDT	Датчик давления	Метран-100-ДД	от 0 до 1,6 МПа	± 0,5%**	4
PI	Манометр для точных измерений	МПТИ-У2	от 0 до 6,0 МПа	± 0,6%**	6
TT	Преобразователь измерительный	644	от 0 до 50°С	± 0,2°С***	1
TT	Преобразователь измерительный	244	от 0 до 50°С	± 0,2°С***	2
TT	Преобразователь измерительный	248	от 0 до 50°С	± 0,2°С***	2
TI	Термометр ртутный стеклянный лабораторный	ТЛ-4 №2	от 0 до 55°С	± 0,2°С***	5
C1 C2 C3 C4	Струевыпрямитель	FMC Technologies Smith Meter Inc	-	-	4
БФ	Фильтр	Plenty	-	-	4
19,20,21,4,7,10,5,8,11,6,9,12,14	Задвижка с электроприводом	ЗКЛ	DN 150, PN 63	-	13
PP1, PP2, PP3, PP4	Регулятор расхода с электроприводом	-	DN 150, PN 63	-	4
Примечание: * - предел допускаемой относительной погрешности; ** - предел допускаемой относительной погрешности, приведенной к диапазону измерений; *** - предел допускаемой абсолютной погрешности.



Допускается цикличная работа рабочих и находящихся в резерве ТПР. При цикличной работе ТПР учёт нефти осуществляют по рабочему ТПР в течении межконтрольного интервала.

Допускается производить учётные операции по двум или трем ИЛ, если в данный период имеется хотя бы одна резервная измерительная линия, находящаяся не в работе и пригодная к учётно-расчётным операциям.

Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не должна допускать неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

В зависимости от схемы приема - сдачи нефти, ряд задвижек должны быть опломбированы представителями принимающей и сдающей сторон. В зависимости от переключений закрытые задвижки должны быть проверены на герметичность. Проверка герметичности может осуществляться двумя способами:

- открываются специальные краны для контроля протечек на данной запорной арматуре. Утечек нефти через специальные краны не должно быть.

- контроль герметичности запорной арматуры осуществляется по давлению: открываются дренажные краны на соответствующем участке предварительно отсечённого от основного потока нефти, сбрасывается давление до 0 кгс/см². Затем краны закрываются. Если на данном участке в течение 5 минут не наблюдается повышение давления, то запорная арматура, применённая для отсечения соответствующего участка, считается герметичной.

Байпасные задвижки должны быть закрыты, проверены на герметичность путем слива нефти через шаровый кран. Периодичность проверки герметичности - не реже одного раза в месяц.

Блок измерительных линий, состоит из двух коллекторов приемного и выкидного DN300 и четырех измерительных линий DN150.

Измерительная линия состоит: из отключающих задвижек и задвижки для подключения линии к ТПУ, струевыпрямительной линии и преобразователя расхода фирмы «SmithMeterInc.» с мультивязкостной высоколинейной характеристикой MVTM (6», ANSI 600), регулятора расхода, преобразователей давления и температуры, манометра точных измерений, термометра ртутного стеклянного ТЛ-4.

Измерительные линии комплектуются шаровыми кранами для слива нефти в систему дренажа. Дренажные краны, установленные до ПР предназначены для дренирования нефти в дренажную систему неучтенной нефти и используются в исключительных случаях при ремонте измерительных линий и должны быть в закрытом.

Дренажные краны, установленные после ПР, предназначены для дренирования нефти в дренажную систему учтенной нефти и используются при выполнении поверки, КМХ и в случаях технологических переключений измерительных линий.

Любая линия (или линии), по которой через открытые входные и выходные задвижки осуществляется прокачка и учет нефти, считается рабочей (рабочими). Любая линия (или линии), через которую в данный момент не осуществляется прокачка и учет нефти (входные и выходные задвижки закрыты, нефть сдренирована), но находящаяся в исправном состоянии и в СОИ установлен режим «Рабочая», считается резервной (резервными).

Турбинный преобразователь расхода. ТПР являются самыми распространенным типом средств измерений, используемым на СИКН для измерения объема продукта. Чувствительным элементом ТПР является аксиальная (осевая) турбинка с лопастями, расположенными под углом к направлению потока жидкости, и свободно вращающаяся на подшипниках. Скорость вращения турбинки прямо пропорциональна скорости потока и, следовательно, расходу проходящей жидкости, а количество оборотов ее за определенный период - объему жидкости, прошедшей за этот период.

По способу преобразования числа оборотов турбинки в выходной сигнал турбинные счетчики можно разделить на две разновидности: счетчики с механическим преобразованием и счетчики с электронным преобразованием. На СИКН №249 в настоящее время применяется вторая разновидность ТПР. На рисунке 1.2 приведена схема ТПР. Счетчик состоит из ТПР и электронного преобразователя (вторичного прибора) 8. ТПР, в свою очередь, состоит из корпуса 1, в котором расположены передний 2 и задний 3 обтекатели с подшипниками, турбинка 4 с осью и снаружи к корпусу прикреплен магнитоиндукционный датчик 5 (МИД). Обтекатели, снабженные ребрами и подшипниками, обеспечиваютсимметричное расположение турбинки в корпусе. МИД обычно представляет собой катушку 7 с большим количеством витков из тонкого провода, в которой находится сердечник 6 с таблеткой постоянного магнита.

1-корпус; 2,3 - обтекатели; 4-турбинка с осью; 5-магнитоиндукционный датчик; 6-сердечник с магнитнойтаблеткой; 7-катушка; 8-электронный преобразователь

Рисунок 1.2. Схема ТПР

Катушка, размещенная в корпусе, устанавливается в гнездо корпуса ТПР, который изготавливается из немагнитного материала. При вращении турбинки и прохождении лопастей её мимо катушки в ней вследствие изменения магнитного потока наводится переменная ЭДС, по форме близкая к синусоиде. Этот сигнал передается непосредственно на вход электронного преобразователя, расположенного в корпусе МИД.

Сигнал МИД усиливается и преобразовывается в импульсы прямоугольной формы, частота следования которых пропорциональна расходу продукта, количество - объему продукта. В дальнейшем в электронном преобразователе частотно-импульсный сигнал ТПР преобразовывается в объем и расход продукта.

Индикатор фазового состояния (ИФС). На выходном коллекторе БИЛ установлены два индикатора фазового состояния, предназначенные для индикации и непрерывной регистрации наличия или отсутствия свободного газа в потоке товарной нефти, транспортируемой по трубопроводу.

Принцип действия индикатора ИФС (рисунок 1.3) основан на резком увеличении затухания ультразвуковых колебаний в жидкости при появлении в ней свободного газа.

Структурно индикатор состоит из датчика, входящего в узел установки датчика, электронного блока, линии связи между ними и самопишущего прибора. Датчик возбуждается электрическими импульсами, поступающими по кабелю из электронного блока, «прозвучивает» поток нефти в трубопроводе и возвращает в электронный блок эхо-импульсы, которые содержат информацию о фазовом состоянии потока нефти. Электронный блок преобразует эхо-импульсы в вид, удобный для регистрации и сигнализации.

На датчике располагается блок предварительной обработки, сигнал от датчика к вторичному прибору передается в цифровом виде. Это позволяет увеличить длину линии связи между датчиком и вторичным прибором до 1000 метров, обеспечив при этом высокую помехозащищенность.



Рисунок 1.3. Индикатор фазового состояния ИФС-1В-700

Электронный блок имеет встроенную звуковую сигнализацию появления свободного газа в потоке нефти.

Для ремонта и проверки датчик снимается с трубопровода без сброса давления. При включении режима калибровки порог срабатывания настраивается автоматически.

При срабатывании двух ИФС, внешняя откачка нефти прекращается до выяснения причин срабатывания. Если причина срабатывания заключается в наличии свободного газа в нефти, то откачку прекращают до её устранения.

Ревизия и градуировка (калибровка) ИФС проводится по графику, но не реже 1 раза в три месяца.

Блок измерений показателей качества нефти.

На рисунке 1.4 изображен блок измерений показателей качества нефти СИКН №249. БИК предназначен для автоматизированного измерения плотности нефти в рабочем диапазоне температуры и давления, содержания воды в нефти, вязкости нефти, а также для автоматического и ручного отбора проб нефти по ГОСТ 2517-2012 [3] для лабораторного анализа.



Рисунок 1.4. Блок контроля качества СИКН №249

Конструктивно БИК представляет собой блок-бокс заводского изготовления, оборудованный инженерными системами освещения, обогрева, естественной и принудительной вентиляции, дренажной системой, системой промывки, системами пожарной сигнализации и контроля загазованности. Внутри блок-бокса смонтирована металлическая рама, на которой размещены трубопроводы нефти с насосными агрегатами, запорной арматурой и контрольно-измерительными приборами.

Отбор нефти в БИК осуществляется с помощью пробозаборного устройства щелевого типа (ЩПУ), выполненного в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-2012 [3]. Отбор пробы нефти производится из выходного трубопровода (DN 300). Возврат нефти из БИК в выходной трубопровод выполнен после точки пробоотбора (по потоку нефти).

Состав СИ и основное оборудование БИК приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4. Состав СИ и основное оборудование БИК

Наименование СИ и оборудования	Тип, марка	Диапазон измерений/ технические характеристики	Метрологические характеристики	Кол-во, шт.
Преобразователь плотности жидкости измерительный (рабочий и резервный)	7835	300-1100 кг/мі	0,3 кг/м3	2
Влагомер поточный (рабочий и резервный)	PhaseDynamics	0-4%	0,07%	2
Преобразователь давления измерительный	3051 TG	от 0 до 6,0 МПа	0,5%	1
Манометр для точных измерений	МПТИ-У2	от 0 до 6,0 МПа	0,6%	5
Термометр ртутный стеклянный лабораторный	ТЛ-4 №2	0-55 ?С	±0,2°С	1
Преобразователь измерительный	644	0-50 ?С	0,2 0С	1
Счетчик нефти турбинный	МИГ-32	5,4-27 мі/ч.	1,5%	1
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный	7829	0,5 - 100 сСт	1,0%	2
Преобразователь температуры (температура в блок-боксе БИК)	ТСМУ Метран-274 МП	-50…+50 ?С	0,5%	1
Циркуляционный насос	GSA 1,5x1x6H C A4 99 бар.	-	-	2
Пробоотборник автоматический	«Cliff Mock True-Gut» модельС-22	-	-	2
Узел для подключения эталонного плотномера или пикнометра	-	DN 25, PN 63	-	4
Задвижка с эл. Приводом	ЗКЛ	DN 50, PN 63	-	2
Кран шаровой	-	DN 50, PN 63	-	38
Кран шаровой	-	DN 25, PN 63	-	22
Кран шаровой	-	DN 15, PN 63	-	24

Технологическая схема БИК приведена на рисунке 1.5.

Входной нефтепровод БИК подсоединяется к пробозаборному устройству, находящемуся на выходном коллекторе БИЛ и имеет насосную схему прокачки нефти по линии качества. Пробозаборное устройство изготовлено в соответствии с ГОСТ 2517-2012 [3].

Для обеспечения условия изокинетичности пробоотбора предусмотрена возможность регулирования расхода нефти через БИК методом частотного регулирования электропривода насосов.

Предусмотрены шаровые краны для подключения пикнометрической установки. Предусмотрена возможность подключения устройства определения свободного газа УОСГ на ветви качества. Трубопроводная обвязка в низких и высоких точках имеет краны для сброса нефти в дренажную линию и стравливания воздуха при заполнении трубопроводов.

В БИК предусмотрена система промывки, состоящая из насосов (Н1, Н2) и бака Б для промывочной жидкости (керосин) объемом 0,2 м³, с отдельным закрытым контуром для промывки всей линии БИК, а также каждого преобразователя плотности, вязкости и измерителя содержания воды в нефти в отдельности.

Промывка осуществляется согласно графика один раз в год, при остановке прокачки нефти через СИКН. Во время промывки промывочная жидкость циркулирует через БИК и возвращается в бак Б. Отсечные задвижки БИК, расположенные снаружи блок-бокса, закрываются. Сбор дренируемой нефти осуществляется со всех участков трубопроводов в заглубленную дренажную емкость учтенной нефти ЕД-2.

БИК предназначен для автоматизированного измерения показателей качества нефти, автоматического и ручного отбора проб нефти для лабораторного анализа.

На технологической линии БИК установлены: насосы, преобразователи плотности жидкости, авоматические пробоотборники, диспергатор с ручным пробоотборником, влагомеры нефти поточные, преобразователи плотности и вязкости жидкости, турбинный преобразователь расхода, а также преобразователи температуры и давления, термометры и манометры.

Влагомеры нефти поточные, турбинный преобразователь расхода, преобразователи плотности жидкости, преобразователи плотности и вязкости жидкости снабжены байпасными линиями.

Технологическая обвязка влагомеров нефти поточных, преобразователей плотности жидкости, преобразователей плотности и вязкости жидкости выполнена последовательно и обеспечивает возможность вывода из работы каждого прибора, не нарушая непрерывную работу технологической линии БИК.

В технологической схеме БИК автоматические пробоотборники обвязаны последовательно. Один из пробоотборников является основным, а второй - резервным. Переключение пробоотборника с основного на резервный производится оператором вручную с АРМ-оператора. Одновременная работа двух пробоотборников не допускается. Каждая система пробоотбора имеет накопительную ёмкость объемомV=3785 см³.

Предусмотрена возможность ручного отбора проб с помощью ручного пробоотборника, включенного в технологическую линию блока качества последовательно после автоматических пробоотборников.

Предусмотрено рабочее место, оборудованное столиком и дренажом, для отбора точечной пробы лаборантом ИЛ или оператором СИКН.

Объединенные пробы, отобранные автоматическим пробоотборником, или точечные пробы, отобранные с помощью ручного пробоотборника, анализируются в ИЛ. При этом сотрудники ИЛ руководствуются нормативными документами на методы выполнения анализов и руководством по качеству ИЛ. Основной задачей, аккредитованной ИЛ, является проведение испытаний нефти в соответствии с областью аккредитации, получение объективных и достоверных результатов испытаний нефти.

ИЛ также проводит периодические испытания нефти, необходимые при проведении КМХ поточных преобразователей плотности измерительных, преобразователей плотности и вязкости, влагомеров нефти поточных, установленных в БИК СИКН.

Изокинетичный режим обеспечивается регулированием расхода через линию качества БИК с помощью блоков частотного регулирования, установленных на насосах, по показаниям турбинного преобразователя расхода.

Плотномеры. На СИКН плотность нефти измеряется с помощью поточных плотномеров Solartron 7835 принцип работы которых основан на зависимости между параметрами упругих колебаний трубки, заполненной жидкостью, или помещенного в ней тела, и плотностью жидкости. Вибрационные частотные плотномеры имеют наибольшую точность и надежность, измеряют функционально связанную с плотностью жидкости частоту (период) собственных колебаний резонатора, представляющего собой вместе с системой возбуждения и обратной связи, электромеханическийгенератор. Частота колебаний такого генератора зависит только от параметров резонатора (формы, размеров, жесткости, массы резонатора и жидкости в нём).

Резонатор может иметь одну или две параллельных трубки. На рисунке 1.6 изображена схема вибрационного плотномера с однотрубным резонатором.

1-резонатор; 2-сильфон; 3-возбуждающая катушка (электромагнит);

4-приёмная катушка; 5-электронный преобразователь; 6-корпус

Рисунок 1.6. Схема вибрационного плотномера

Резонатор 1 выполняется в виде трубки, которая через упругие элементы (сильфоны) 2 соединяется с подводящим и отводящимтрубопроводами. Трубка изготавливается из специального сплава с низким коэффициентом термического расширения. Внутренняя поверхность для исключения отложений отполирована. Частота колебаний трубки измеряется с помощью приемной катушки 4 и подаётся в электронный преобразователь 5.

Влагомеры. На рисунке 1.7 изображен поточный влагомер Phase Dynamics. Техника измерения основана на принципе измерения нагрузки генератора. При протекании жидкости через секцию измерения первичного преобразователя, в зависимости от содержания в ней воды, изменяется частота колебаний сигнала, генерируемого микроволновым модулем генератора. Частота, температура и величина отраженного сигнала через кабель передаются на электронный блок, где производится вычисление содержания воды в нефти, с учетом температуры и содержания в ней хлористых солей. Содержание воды в нефти отражается на жидкокристаллическом дисплее электронного блока, а также может передаваться на другие внешние устройства отображения через аналоговые выходы 0-20 мА.

Система состоит из трех компонентов:

- первичный преобразователь;

- электронный блок;

- соединительный кабель.

Рисунок 1.7. Поточный влагомер PhaseDynamics

Вискозиметры. Принцип работы вискозиметра основан на том, что сила тока, протекающего через возбуждающую систему, сообщающую погруженному в жидкость вибратору колебания с постоянной амплитудой, пропорциональна вязкости жидкости.

Вискозиметр Solartron, изображенный на рисунке 1.8, работает следующим образом. При включении в сеть автогенератор, в цепь обратной связи которого включена электромагнитная система ИП, возбуждается на резонансной частоте вибратора. Напряжение в приемной системе, следовательно, амплитуда колебаний вибратора поддерживаются постоянными. Последовательно с катушками возбуждения включена первичная обмотка разделительного трансформатора платы искробезопасных входов. Напряжение вторичной обмотки разделительного трансформатора, пропорциональное току первичной обмотки и вязкости, преобразовывается платой индикации в стандартный выходной сигнал.

Рисунок 1.8. Вискозиметр Solartron 7829

Пробоотборник автоматический. Отбор объединенных проб нефти для определения качественных показателей нефти производится автоматическим пробоотборником Cliff Mock True-Cut, изображенном на рисунке 1.9, через щелевое пробозаборное устройство, отвечающее требованиям ГОСТ 2517-2012 [3] и установленное на выходном коллекторе СИКН №249. Объем отбираемой пробы за смену должен составлять не менее 3000 см³ - что составляет 90% объема контейнера - пробоприемника. Частота пробоотбора задается с помощью АРМ оператора.

Пробоприемник с объединенной пробой нефти снимается ежесменно в 8:00, 16:00 и 24:00 часов и доставляется в ИЛ.

Рисунок 1.9. Автоматический пробоотборник CliffMockTrue-Gut

Блок фильтров

Блок фильтров предназначен для очистки продукта от грубых механических примесей, чтобы исключить засорение и поломку преобразователей расхода.

На рисунке 1.10 изображен блок фильтров СИКН №249, которыйсостоит из: четырех фильтров «Plenty» DN 250 с быстросъемными крышками, запорной арматуры, входного и выходного коллекторов DN 400. Для контроля перепада давления на фильтрах по месту предусмотрены манометры, дистанционное измерение осуществляется преобразователями давления Метран-100 ДД с выводом показаний на мониторе АРМ оператора.



Рисунок 1.10. Блок фильтров

Фильтры, задерживая примеси, постепенно засоряются и нуждаются в периодической очистке. Блок фильтров позволяет производить их очистку без остановки процесса перекачки и измерения продукта. Для этого он включает в себя четыре параллельных фильтра, пропускная способность каждого из которых не меньше пропускной способности рабочих измерительных линий БИЛ, поэтому пропускная способность их позволяет отключать любой из фильтров для очистки без нарушения режима работы СИКН. Фильтры могут находиться в работе все одновременно, при этом очистка их производится поочередно, или один из фильтров находится в резерве.

До 90-х годов на СИКН было принято фильтры устанавливать на каждой измерительной линии перед преобразователем расхода. Но применение отдельного блока фильтров предпочтительнее, так как это позволяет уменьшить габариты и массу БИЛ, сократить количество фильтров и время их на очистку.

Трубопоршневая поверочная установка.

Для поверки и контроля метрологических характеристик ТПР применяется стационарная, трубопоршневая поверочная установка OGSB-650, изображенная на рисунке 1.11, диапазон расходов от 60 до 650 м³/ч, максимальное рабочее давление 5,4 МПа, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1%.

Рисунок 1.11. ТПУ OGSB-650

Стационарная ТПУ OGSB-650 является конструктивно законченным изделием и содержит следующие приборы и оборудование: калиброванный участок, ограниченного детекторами, кран-манипулятор, комплект датчиков температуры и давления, термометров и манометров на входном и выходном коллекторах ТПУ, запорную арматуру, электропривод Rotork.

В целях повышения надежности и обеспечения бесперебойной работы 4-х ходового крана, применяемого в составе ТПУ рекомендуется:

- для предотвращения преждевременного износа резиновых уплотнений запорного элемента вследствие деформации и полимеризации материала, по окончанию проведения работ с применением ТПУ устанавливать запорный элемент крана в поднятом состоянии;

- не допускать прохождения потока нефти через ТПУ после проведения очистных, ремонтных и строительных работ (включая вновь вводимые участки) на линейной части трубопроводов;

- хранить рем. комплект крана в запечатанных заводских конвертах при температуре (20±5)°С; рекомендуемый период обновления - 2 года.

Калиброванный участок состоит из труб, отводов и фланцев. Детекторы служат для фиксации момента прохождения шарового поршня через начало и конец калиброванного участка. Детектор имеет размыкающий контакт микропереключателя, управляемый проходящим шаровым поршнем.

Кран-манипулятор предназначен для запуска-приема и замены шарового поршня, а также для обеспечения герметичности между тройником и расширителем во время прохождения шарового поршня по калиброванному участку. На корпусе крана-манипулятора имеется люк, через который закладывают шаровой поршень.

Функцию разделителя потока выполняет шаровой поршень. Он заполняется антифризом с плотностью, соответствующей плотности рабочей среды. Наличие газа или воздуха в полости шарового поршня недопустимо. Диаметр шарового поршня должен быть от 1,01 до 1,03% от внутреннего калиброванного диаметра ТПУ.

ТПУ оснащена дренажной системой (дренажная емкость учтенной нефти ЕД-2).

Состав СИ и основного оборудования ТПУ приведен в таблице 1.5.

Таблица 1.5. Основное оборудование ТПУ

Наименование СИ и оборудования	Тип, марка	Диапазон измерений/ технические характеристики	Метрологические характеристики	Кол-во, шт.
Трубопоршневая поверочная установка	OGSB-650	От 60 до 650 мі/ч.	± 0,1%	1
Преобразователь давления измерительный	3051 TG	от 0 до 6,0 МПа	±0,5%	2
Манометр для точных измерений	МПТИ-У2	от 0 до 6,0 МПа	±0,6%	2
Преобразователь измерительный	644	0 +50 ?С	±0,2°С	2
Термометр ртутный стеклянный лабораторный	ТЛ-4 №2	0-55 0C	±0,2°С	2
Детектор прохождения шарового поршня Старт-Стоп	-	-	-	4
Четырехходовой кран с электроприводом	-	DN 150, PN 63	-	1

Для поверки ТПУ OGSB-650 используется передвижная ТПУ 1-го разряда.

Узел регулирования расхода и давления (УРР-Д).

Узел регулирования расхода и давления предназначен для защиты от превышения давления на входе в МН «Покровка-Кротовка» выше 3,8 МПа.

Конструктивно УРР-Д выполнен отдельным блоком.

Состав СИ и основного оборудования УРР-Д приведен в таблице 1.6.

Таблица 1.6. Основное оборудование УРР-Д

Наименование СИ и оборудования	Тип, марка	Диапазон измерений/ технические характеристики	Метрологические характеристики	Кол-во, шт.
Клапан-регулятор расхода с электроприводом	-	DN 400, PN 63	-	1
Преобразователь давления измерительный	3051 TG	от 0 до 6,0 МПа	±0,5%	3
Манометр для точных измерений	МПТИ-У2	от 0 до 6,0 МПа	±0,6%	3
Задвижка с электроприводом	-	DN 400, PN 63	-	4
Обратный клапан	-	DN 400, PN 63	-	1

Узел подключения передвижной ТПУ.

Узел подключения передвижной ТПУ размещается на открытой технологической площадке СИКН на участке трубопровода выхода из ТПУ. Патрубки для подключения передвижной ТПУ заканчиваются фланцами DN150.

Патрубки входа / выхода к передвижной ТПУ снабжены запорной арматурой. Между тройниками, к которым приварены патрубки входа / выхода на передвижную ТПУ, установлена запорная арматура с местным контролем протечек.

Для освобождения трубопроводов передвижной ТПУ от нефти после проведения поверки стационарной ТПУ предусмотрен сброс нефти через закрытую дренажную систему в подземную емкость учтенной нефти ЕД-2.

Межблочная технологическая обвязка.

Межблочная технологическая обвязка включает трубопроводы узла регулирования расхода и давления, трубопроводы и запорную арматуру для подключения СИКН к технологическому трубопроводу, а также трубопроводы дренажной и поверочной систем.

Регулятор расхода (клапан поворотный) устанавливается на выходном коллекторе ТПУ.

Технологический трубопровод от пробозаборного устройства до блок-бокса БИК оборудован съемной теплоизоляцией.

Предусмотрена закрытая дренажная система. Сбор дренируемой нефти осуществляется со всех нижних точек трубопроводной обвязки.

Дренажная система оборудована дистанционным контролем протечек - сигнализатором уровня в дренажной системе.

Дренажная система СИКН.

Дренажная система СИКН представляет собой две независимые закрытые системы: дренажная система неучтенной нефти, состоящая из трубопроводов и подземной емкости ЕД-1, объёмом 12 м³, и дренажная система учтенной нефти, состоящая из трубопроводов и подземной емкости ЕД-2, объёмом 12 м³, изображенная на рисунке 1.12.

Рисунок 1.12. Емкость учтенной нефти ЕД-2



Система обработки информации

Система обработки информации (СОИ) с «горячим» резервированием предназначена для сбора и обработки сигналов, поступаемых от первичных преобразователей, и реализована в составе комплекса аппаратных средств, установленного в операторной ПСП. СОИ состоит из ИВК «ИМЦ-03», компьютеров рабочих станций оператора (АРМ оператора) расположенных в операторной:

– шкаф измерительно-вычислительного комплекса (ШИВК) с «горячим» резервированием - 1 шт.;

– шкаф вторичной аппаратуры (ШВА), в состав которого входят: блок электронный ИФС-1В-700 - 2 шт., источник бесперебойного питания с дополнительными батареями - 2 шт., принтер Epson - 1 шт.;

– шкаф контроллера (ШК), в состав которого входит контроллер SLC500 - 1 шт., источник бесперебойного питания с дополнительными батареями - 1 шт., преобразователь вторичный сигнализатора уровня - 3 шт., ВА сигнализатора загазованности ГСМ-05 - 10 шт., ВА сигнализатора загазованности БПС-21М - 1 шт.;

– АРМ оператора СИКН основной;

– АРМ оператора СИКН резервный;

АРМ оператора СИКН (основной и резервный) расположены в помещении операторной ПСП. АРМ укомплектованы соответствующим программным обеспечением, мониторами, клавиатурой, манипуляторами «мышь» и принтером. АРМ предназначены для отображения на мониторе мнемосхемы СИКН, текущих технологических и качественных параметров нефти (давление, расход, температура, плотность, вязкость, влагосодержание), измеренных и вычисленных СОИ, архивной информации, формирования отчетных документов и вывода их на печать.

Электроснабжение всего оборудования, находящегося в операторной, осуществляется от блока гарантированного питания (БГП), выполняющего роль резервного источника электроснабжения в случае отключения внешнего электроснабжения на период не менее 2-х часов. Блок гарантированного питания обеспечивает питание тех блоков СОИ, которые обеспечивают непрерывность процесса учета нефти.

Состав системы обработки информации приведен в таблице 1.7.

Таблица 1.7. Система обработки информации

Наименование СИ и оборудования	Тип, марка	Диапазон измерений/ технические характеристики	Метрологические характеристики	Кол-во, шт.
Комплекс измерительно-вычислительный (основной и резервный)	ИМЦ-03	Аналоговые входы входной ток, мА от 4 до 20; Импульсные входы частота входного сигнала, Гц от 0,1 до 10000	Абсолютная погрешность измерения постоянного тока, мА ±0,015% 0,025% по объему 0,05% по массе	2
Контроллер	SLC500			1
Источник бесперебойного питания с дополнительными батареями	EATON 3000	-	-	2
преобразователь вторичный сигнализатора уровня	Vegator 636	-	-	3
ВА сигнализатора загазованности	ГСМ-05	-	-	10
ВА сигнализатора загазованности	БПС-21М	-	-	1
Источник бесперебойного питания с дополнительными батареями	APC 5000	-	-	2
Блок электронный	ИФС-1В-700	от 0 - 100%	15%	2
Принтер	Epson	-	-	1
АРМ-оператора	Rate	Обработка результатов измерений, Формирование отчетных документов, архивов событий, трендов измеренных значений		2
Принтер	HP 1102	-	-	1



2 Структурные схемы СИКН и СОИ

2.1 Структурная схема СИКН

На рисунке 2.1 представлена структурная схема СИКН и отражает состав средств измерений и технологического оборудования, а также их соединение в единую информационно-измерительную систему, их расположение в технологической схеме СИКН №249.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.1. Структурная схема СИКН

2.2 Структурная схема СОИ

СОИ является распределенной системой обработки информации. Структурная схема СОИ представлена рисунке 2.2. Приборы и контроллеры объединены между собой последовательными каналами связи (интерфейсы RS232, Ethernet (Modbus TCP, ISO, TCP/IP)), по которым получают команды и передают обработанные данные.

Сигналы от СИ, установленных на измерительных линиях (ПР, преобразователей температуры, преобразователей давления), а также от СИ, установленных в БИК (преобразователя температуры, преобразователя давления, поточных преобразователей плотности, вискозиметров, влагосодержания) поступают в ИВК ИМЦ-03 и соответствующую ВА для измерения и преобразования информативных параметров входных электрических сигналов, поступающих от измерительных преобразователей, в значения величин.

Рисунок 2.2. Структурная схема СОИ

Функции ИВК определяются прикладным программным обеспечением. Описание программы и порядок работы с программой приведены в руководстве пользователя.

Функцию контроля состояния, приема, обработки и передачи к исполнительным механизмам и устройствам сигналов защит и сигнализации загазованности выполняет контроллер ALLENBRADLEY (SLC500).

СИ, размещаемые на технологическом оборудовании, структурно не входят в состав СОИ, но функционально являются ее неотъемлемой частью.

В качестве оборудования сбора и обработки сигналов от первичных средств измерения используется сертифицированный измерительно-вычислительный комплекс ИВКИМЦ-03.

Функции ИВК.

ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

– вычисление и отображение текущих значений параметров:

а) объемного / массового расхода по каждой ИЛ и по СИКН в целом;

б) плотности (при рабочих температуре и давлении);

в) объемной и массовой доли воды;

г) кинематической вязкости (при рабочих температуре и давлении);

д) температуры в каждой ИЛ БИЛ, в БИК;

е) давления в каждой ИЛ БИЛ, в БИК;

- прием и обработка сигналов первичных преобразователей и вторичной аппаратуры (далее ВА):

а) c БИК (объемного расхода, плотности, объемной доли воды, динамической вязкости, температуры, давления);

б) c БИЛ (температуры, давления, перепада давления, объемного расхода);

в) c ТПУ (температуры, давления, сигналов о прохождения шара одновременно с двух пар детекторов);

г) преобразование значений параметров входных сигналов (импульсных, токовых) в значения величин;

- вычисление и приведение значений параметров:

а) мгновенного массового (брутто) расхода по ИЛ и в целом по СИКН;

б) массовой доли воды;

в) динамической вязкости в условиях БИК;

г) кинематической вязкости в условиях БИЛ и по каждой ИЛ в отдельности, приведенной плотности к условиям БИЛ и каждой ИЛ в отдельности;

д) приведенной плотности к стандартным условиям (давление 0 МПа, температура 20°С и 15°С);

- контроль значений величин (нижние и верхние предельные и аварийные значения), звуковая сигнализация и печать сообщений о выходе значений за установленные пределы;

- вычисление коэффициента преобразования ПР;

- вычисление параметров: средневзвешенных значений плотности, кинематической вязкости в условиях БИК и БИЛ, температуры, давления, объемного и массового содержания воды;

- вычисление массы брутто нефти по каждой измерительной линии отдельно и суммарного значения массы брутто нефти СИКН (с начала цикла, смены, суток);

- вычисление объема нефти по каждой измерительной линии отдельно и суммарно по всем измерительным линиям с начала цикла, смены, суток при температуре и давлении на СИКН и вычисление суммарного объема по всем измерительным линиям (за отчетный период), приведенного к стандартным условиям (давление 0 МПа, температура 20 ?С и 15 ?С);

- возможность настройки системы в любое время обслуживающим персоналом с соответствующими правами доступа;

- формирование, автоматическая печать отчетов непосредственно с ИВК (с начала цикла, смену, сутки, месяц);

- создание, ведение и хранение архивов отчетов с возможностью просмотра и печати.

- создание и ведение отдельных журналов аварийных и оперативных событий (аварийные события, изменения режимов работы, изменения уровня доступа и т.д.) с возможностью просмотра и печати;

- формирование, отображение и печать протоколов контроля метрологических характеристик;

- управление автоматическими пробоотборниками;

- управление приводом четырехходового крана ТПУ;

- ввод коэффициентов и постоянных величин средств измерений, участвующих в учетно-расчетных операциях;

- защита информации системой доступов и паролей;

- двусторонний обмен информацией (считывание и запись) между ИВК и АРМ оператора СИКН (основное и резервное) по протоколу TCP/IP, интерфейс «Ethernet»;

- определение контрольной суммы СRС32 исполняемого файла программы;

- автоматизированное проведение КМХ ПР и поверки ПР со ПУ на месте эксплуатации без нарушения учетных операций.

Функции контроллераSLC500.

Контроллер SLC500, обеспечивает выполнение следующих функций:

- управление и контроль состояния регулирующей арматуры (регуляторы расхода БИЛ;

- управление и контроль состояния задвижек БИЛ;

- выдача в блоки частотного регулирования управляющих сигналов для регулирования расхода в БИК;

- контроль состояния насосов БИК и блоков частотного регулирования;

- информационный обмен с АРМами по сети «Ethernet»;

- прием сигналов с системы загазованности БИК, БИЛ, ТПУ, ЕД №1, ЕД №2;

- прием сигналов аварийного уровня в дренажных емкостях ЕД-1, ЕД-2 и затопления БИК.

Функции АРМ оператора СИКН.

Каждый АРМ оператора СИКН обеспечивает:

- отображение и регистрацию измерительной и технологической информации:

а) отображение в реальном масштабе времени текущих значений измеренных параметров;

б) объемногорасхода по каждой ИЛ отдельно и по СИКН в целом;

в) объемного расхода в БИК;

г) плотности (при рабочих температуре и давлении);

д) объемной и массовой доли воды;

е) динамической и кинематической вязкости (при рабочих температуре и давлении);

ж) температуры в каждой ИЛ БИЛ, в БИК, на входе и выходе ТПУ;

з) давления в каждой ИЛ БИЛ, входном и выходном коллекторах БИЛ и в БИК, на входе и выходе ТПУ;

и) перепада давления на фильтрах БФ.

- просмотр в реальном масштабе времени режимов работы каждой измерительной линии и измерительных преобразователей;

- просмотр пределов измеряемых величин;

- автоматическое построение, отображение и печать графиков измеряемых величин (трендов) с возможностью размещения на одном экране нескольких графиков и масштабированием параметра по каждому графику отдельно;

- оповещение персонала о нарушениях технологического режима и аварийных ситуациях (вывод сообщения на экран, подача звукового сигнала, вывод на печать);

- регистрация в журнале событий;

- автоматизированное управление и технологический контроль над работой оборудования;

- установка режимов работы измерительных линий;

- управление электроприводами запорной и регулирующей арматуры СИКН;

- изменение уставок по расходу, давлению и т.д., влияющих на управление технологическим оборудованием СИКН;

- прием параметров из ИВК СИКН за отчетный период (суммарного объемного расхода, массы брутто нефти, средневзвешенных значений плотности, температуры, давления, объемного и массового содержания воды);

- вычисление суммарного балласта на основе измерений поточными анализаторами или данных проведенного анализа проб нефти, полученных в аналитической лаборатории:

а) массовой доли воды в% от массы (введенных вручную);

б) массовой концентрации хлористых солей в% от массы и / или мг/дм³ (введенных вручную);

в) механических примесей в% от массы (введенных вручную);

- вычисление массы нетто нефти с использованием значений составляющих суммарного балласта;

- хранение и печать отчетных документов;

- формирование отчетов за 2 часа, смену, сутки, месяц, за выбранный период в автоматическом режиме и по запросу; в отчетной форме - Акт приема-сдачи нефти предусмотрен вывод следующих показателей:

а) объем нефти, м³;

б) масса нефти брутто, т;

в) температура нефти при условиях измерений объема, ^оС;

г) давление нефти при условиях измерений объема, МПа;

д) плотность при температуре и давлении при условиях измерений объема, кг/м³;

е) массовая доля балласта, %, в том числе:

ж) массовая доля серы, %:

з) концентрация хлористых солей, мг/дм³;

и) масса балласта, т;

к) масса нефти нетто, т;

- формирование паспорта качества нефти по форме, приведеннойР 50.2.040 «Рекомендации по метрологии. ГСОЕИ. Метрологическое обеспечение учета нефти при её транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения» [4];

- формирование акта приема-сдачи по форме в соответствии с Р 50.2.040 «Рекомендации по метрологии. ГСОЕИ. Метрологическое обеспечение учета нефти при её транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения» [4];

- формирование журнала регистрации показаний СИ СИКН в соответствии МИ 3532-2015 [6].

- формирование и печать протоколов (тип ввода данных ручной или автоматический по каждому пункту):

а) КМХ поточного плотномера по ареометру;

б) КМХ поточного влагомера с использованием лабораторного метода;

в) КМХ поточного вискозиметра с использованием лабораторного метода;

- создание, ведение и хранение архивов отчетов с возможностью просмотра и печати.

- формирование статистических отчетов, трендов измеренных величин;

- привилегированный доступ при помощи паролей по уровням управления и работы с программой;

- архивирование и печать данных (отчетных и прочих документов, трендов);

- вывод информации в локальную сеть Ethernet принимающей (сдающей) стороны по согласованным протоколам обмена;

- отображение упрощенной мнемосхемы СИКН согласно утвержденной технологической схеме;

- учет, формирование и хранение журнала событий системы;

- редактирование пользователем мнемосхем и форм отчетных документов;

- заполнение шаблонов отчетных документов;

- защита АРМ оператора от несанкционированного доступа с использованием электронных карт, а также дублирование паролями;

- информационный обмен с существующим ИВК;

- информационный обмен с помощью OPC-клиента в составе ПОна АРМ оператора (основное, резервное) с серверами ввода-вывода внешней системы управления и контроля протоколом TCP/IP по оптоволоконным сетям через оптические преобразователи и далее по существующим каналам связи в СДКУ.

АРМ оператора СИКН (резервное) по отношению к АРМ оператора СИКН (основное) находится в «горячем» резерве.



3. Перечень контролируемых параметров, порядок и периодичность их контроля

3.1 Перечень контролируемых параметров

При коммерческом учете нефти контролируются следующие параметры:

- расход нефти через ИЛ;

- температура нефти, проходящей через СИКН;

- давление нефти в ИЛ;

- перепад давления на фильтрах;

- контроль фазового состояния потока нефти;

- вязкость нефти;

- плотность нефти;

- содержание воды в нефти;

- расход через БИК.

3.2 Порядок и периодичность контроля

Контроль за работой СИКН №249 осуществляется по показаниям приборов и оборудования: по месту, и дистанционно - при помощи компьютеров ИВК или АРМ оператора.

Каждые два часа:

- объем (м³) и массу брутто (тонн);

- расход нефти по измерительным линиям и СИКН (м³);

- давление на измерительных линиях, выходном коллекторе СИКН и в БИК (МПа);

- температуру нефти на рабочих измерительных линиях и в БИК (⁰С);

- расход нефти в БИК (м³);

- плотность нефти (кг/м³);

- содержание воды в нефти, %, по влагомеру в БИК, или по точечным пробам;

- вязкость нефти (мм²/с) по вискозиметру в БИК;

Ежесменно:

- распечатка сменного отчета в 8-00, 16-00 и 24-00 часа (время московское);

- распечатка паспорта качества нефти;

За сутки:

- распечатка акта приёма-сдачи нефти;

- распечатка суточного отчёта;

Расход нефти через ИЛ.

Расход нефти должен находиться в пределах рабочего диапазона, указанного в свидетельстве о поверке турбинных преобразователей расхода (ПР). Расход нефти непрерывно отображается на АРМ оператора, его нахождение в допустимых пределах контролируется автоматически АРМ оператора с выдачей соответствующей звуковой сигнализации при достижении максимальных / минимальных аварийных значений, установленных в АРМ оператора в соответствии с технологической картой по эксплуатации СИКН №249.

При увеличении расхода нефти в ИЛ и приближении расхода в рабочей линии к верхней уставке расхода, товарный оператор ПСП включает в работу дополнительную ИЛ (по согласованию с диспетчером сдающей и принимающей стороны).

При уменьшении расхода нефти и приближении к нижней уставке расхода, последовательно выводятся из работы ИЛ СИКН, для обеспечения расхода по каждой работающей ИЛ в пределах рабочего (поверенного) диапазона.

Температура нефти, проходящей через СИКН.

Один раз в сутки, при приеме сдачи смены, производится сравнение показаний термометров, установленных на технологических линиях, с показаниями соответствующих преобразователей температуры на АРМ оператора, установленных на тех же ИЛ. Измерение температуры нефти, проходящей через ПР, производится на выходе ПР. Разница показаний не должна превышать 0,4°С.

Температура в линии БИК измеряется преобразователями температуры, с выводом показаний на компьютер ИВК и экран монитора АРМ оператора, а также термометрами, установленными в БИК.

Нахождение показания датчика температуры в допустимых пределах контролируется автоматически АРМ оператора с выдачей соответствующей звуковой сигнализации при достижении максимальных / минимальных аварийных значений, установленных в АРМ оператора, в соответствии с технологической картой предельных и аварийных значений параметров СИКН №249.

Температура нефти в СИКН и БИК не должна превышать 40°С.

Перепад давления на фильтрах.

Перепад давления на фильтрах должен быть не более 0,1 МПа. Значение допустимого перепада давлений для фильтров рассчитано в соответствии с МИ 3532 [6], о чем составлен соответствующий акт. Превышение перепада давления контролируется преобразователями перепада давления и выводится на экран монитора в виде аварийного сообщения. При превышении перепада давления допустимого значения производится внеочередная чистка фильтра с отключением из работы. Чистку фильтров проводят по графику.

Нахождение показания датчика перепада давления в допустимых пределах контролируется автоматически АРМ оператора с выдачей соответствующей звуковой сигнализации при достижении предельного и аварийного значений, установленных в АРМ оператора в соответствии с технологической картой по эксплуатации СИКН №249.