Повышение эффективности эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов

Контроль фазового состояния потока нефти.

Контроль за появлением свободного газа в нефти осуществляется двумя индикаторами фазового состояния.

При срабатывании одного из ИФС и отсутствии сигнала о наличии газа на другом проводится внеочередная градуировки (калибровки) прибора без прекращения откачки нефти. Производится контроль работоспособности второго ИФС.

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.

Давление нефти в ИЛ.

Давление нефти на выходе ПР должно обеспечивать бескавитационную работу турбинного преобразователя расхода и должно быть не менее значения, определенного по формуле:

где Р_м - минимальное избыточное давление после ПР, МПа;

Р_н - давление насыщенных паров, определенное в соответствии с ГОСТ 1756 [6] при максимальной температуре нефти в СИКН, кПа;

Р - перепад давления на ПР, рассчитываемый по формуле, указанной в руководстве по эксплуатации ПР, МПа.

Р = 2,06*0,0667+ 2*0,027 = 0,19 МПа

В соответствии с методикой измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №249 значение нижнего предела рабочего давления СИКН №249 равно 1,2 МПа. Понижение давления после ПР ниже 1,2 МПа не допускается, работа СИКН при давлении ниже 0,19 МПа категорически запрещена.

Один раз в сутки производится сравнение показаний манометров, установленных на ИЛ, с показаниями соответствующих датчиков давления на АРМ оператора. Измерение давления нефти, проходящей через ПР, производится на выходе ПР.

Давление нефти на входе, выходе БИЛ, УРР-Д.

Нахождение показания датчиков давления 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.

Вязкость нефти.

Контроль вязкости нефти производится по ГОСТ 33-2000 [5] при проведении поверки и КМХ ТПР по ТПУ. Оперативный контроль вязкости осуществляется по преобразователю плотности и вязкости жидкости измерительного модели 7829.

Нахождение значения кинематической вязкости, рассчитанного ИВК, 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. Дополнительно, по показаниям на АРМ, оператора товарный оператор контролирует разницу показаний рабочего и резервного преобразователя плотности и вязкости жидкости, которая не должна превышать 2 сСт.

Плотность нефти.

Нахождение показаний преобразователей плотности жидкости измерительных моделей 7835 (рабочий, резервный) 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.

Дополнительно АРМ оператора автоматически контролирует разницу показаний рабочего и резервного плотномеров, которая не должна превышать значение 0,6 кг/м³.

Плотность нефти при товарно-коммерческих операциях определяется непрерывно одним выбранным для учета поточным плотномером, и автоматически приводится ИВК к условиям измерения объема. При выходе из строя, работающего ПП, показания учитываются по резервному ПП.

Эксплуатацию СИКН без преобразователей плотности жидкости измерительных допускают не более 2-х месяцев. В течение указанного периода принимаются меры по восстановлению вышедших из строя СИ или замене их исправными.

Расход нефти через БИК.

Расход нефти через БИК контролируется на экране монитора АРМ оператора, и должен соответствовать расчетному значению. Нахождение показаний расхода 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.

Расчет расхода нефти через пробозаборное устройство выполнен в соответствии с требованием ГОСТ 2517-2012 [3], устанавливающем требование о равенстве скорости жидкости на входе в пробозаборное устройство и линейной скорости жидкости в трубопроводе на месте отбора проб в том же направлении (условие изокинетичности пробоотбора).

Значение расхода на входе в пробозаборное устройство и в трубопроводе БИК рассчитывается по формуле:

Q = Q_тр x F_У / F_тр,



где Q - расход нефти на входе в пробозаборное устройство, м³/ч.

Q_тр - расход нефти в трубопроводе в месте отбора проб, м³/ч.

F_У - площадь входного сечения пробозаборного устройства, мм²

F_тр - площадь поперечного сечения трубопровода, мм²

Фактическое значение расхода Q согласно 2517-2012 [3] может отличаться от рассчитанного по формуле в два раза в большую или меньшую сторону.

Исходные данные:

Пробозаборное устройство щелевого типа с общей площадью входного сечения Fy = 646 мм² установлено на трубопроводе диаметром DN 300 мм, при расходе перекачки Q_{тр min =} 300 м³/ ч. и Q_{тр max =} 1600 м³/ ч.

F_тр= р DN² / 4 = 70650 мм²;

Q = 950 х (646 / 70650) = 8,69 м³/ч.

Диапазон расхода по линии качества БИК составляет: 4,34 - 17,38 м³/ч.

Расход нефти через БИК регулируется автоматически регулятором расхода в соответствии с приведенным выше алгоритмом, или вручную по расчетным значениям.

При выходе расхода за расчетные пределы формируется сигнал аварии.

Содержание воды в нефти.

Оперативный контроль текущего содержания объемной доли воды в нефти осуществляется двумя влагомерами поточными, результат измерений отображается на электронном блоке поточного влагомера и на АРМ оператора СИКН. Текущее значение массовой доля воды, вычисленное ИВК по показаниям поточных влагомеров, отображается на ИВК ИМЦ-03.

Значение массовой доли воды, используемое для расчета балласта, определяется по объединенной пробе в лаборатории. Значение массовой доли воды в нефти допускается не более 0,5%. Дополнительно, по показаниям на АРМ, оператора товарный оператор контролирует разницу показаний рабочего и резервного влагомеров поточных, которая не должна превышать 0,14%.



4. Замена ТПР на счетчик-расходомер массовый

4.1 Принцип действия массового расходомера

Счетчик-расходомер массовый расходомер состоит из датчика (сенсора) и преобразователя. Сенсор напрямую измеряет расход, плотность среды и температуру сенсорных трубок. Преобразователь конвертирует полученную с сенсора информацию в стандартные выходные сигналы.

При пуске жидкости по трубопроводу включается задающая электромагнитная катушка, начинается колебание трубы датчика с частотой около 100 Гц и амплитудой 1 мм. Измеряемая среда, поступающая в сенсор, разделяется на равные половины, протекающие через каждую из сенсорных трубок. Движение задающей катушки (рисунок 4.1) приводит к тому, что трубки колеблются вверх-вниз в противоположном направлении друг к другу.

Рисунок 4.1. Задающая электромагнитная катушка

Сборки магнитов и катушек-соленоидов, называемые детекторами, установлены на сенсорных трубках (рисунок 4.2). Катушки смонтированы на одной трубке, магниты на другой. Каждая катушка движется сквозь однородное магнитное поле постоянного магнита. Сгенерированное напряжение от каждой катушки детектора имеет форму синусоидальной волны. Эти сигналы представляют собой движение одной трубки относительно другой.

Рисунок 4.2. Сборка магнитов и катушек-соленоида

При движении измеряемой среды через сенсор проявляется физическое явление, известное как эффект Кориолиса. Поступательное движение среды во вращательном движении сенсорной трубки приводит к возникновению кориолисого ускорения, которое, в свою очередь, приводит к появлению кориолисовой силы. Эта сила направлена против движения трубки, приданного ей задающей катушкой, т.е. когда трубка движется вверх во время половины ее собственного цикла, то для жидкости, поступающей внутрь, сила Кориолиса направлена вниз. Как только жидкость проходит изгиб трубки, направление силы меняется на противоположное. Таким образом, во входной половине трубки сила, действующая со стороны жидкости, препятствует смещению трубки, а в выходной способствует. Это приводит к изгибу трубки. Когда во второй фазе вибрационного цикла трубка движется вниз, направление изгиба меняется на противоположное.

Когда расход отсутствует, синусоидальные сигналы, поступающие с детекторов, находятся в одной фазе (рисунок 4.3).

а) расход отсутствует б) расход присутствует

Рисунок 4.3. Изменение фазового сдвига

Составной частью массового расходомера являются преобразователь сигналов и контроллер. Преобразователь преобразует низкоуровневый сигнал сенсора в аналоговый сигнал 4-20 mА и частотный, выходные сигналы. По аналоговому каналу идет информация о расходе, а частотные сигналы программируются на измерение плотности. На контроллер кроме массы продукта и плотности заведены сигналы температуры продукта. Контроллер имеет выход через персональный компьютер на принтер для автоматической печати.

Результатом обработки сигналов датчика будут:

- массовый расход;

- плотность;

- объемный расход;

- температура.

Такие массовые расходомеры обеспечивают относительную погрешность измерений не более ±0,2%.



4.2 Массовые расходомеры, их преимущества и недостатки

Массовые расходомеры выполняют прямое измерение массового расхода нефти. Прямое измерение исключает влияние изменения состава нефти или плотности на измерение расхода массы. Массовые расходомеры также предусматривают прямое измерение плотности и температуры. Точность измерения, широкий диапазон расходов, многопараметричность делают массовые расходомеры самой производительной и наиболее гибкой технологией измерения расхода на рынке сегодня. Для обеспечения эффективной, надежной и экономичной работы системы коммерческого учета нефтепродуктов они должны разрабатываться на основе современного измерительного оборудования. Наиболее перспективным прибором для измерения массового расхода является Массовый расходомер, принцип действия которого основан на применении эффекта Кориолиса. Выбор массового расходомера обусловлен следующими преимуществами данного оборудования:

- возможность прямого измерения массового расхода;

- высокая точность (суммарная погрешность узла учета по массе брутто определяется только погрешностью массового расходомера, которая не превышает ±0,2%);

- надежность (расходомер не имеет внутренних движущихся частей, попадание механических частиц и свободного газа не приводит к повреждению сенсора);

- невосприимчивость к изменениям рабочей среды (на оборудование не влияют изменения вязкости, плотности, профиля скоростей, а воздействия температуры и давления на порядок ниже, чем у объемных расходомеров);

- минимальная стоимость дополнительного оборудования (нет необходимости в прямых участках, струевыпрямителях, блоках качества с плотномерами и вискозиметрами, датчиках давления, температуры и т.д.);

- потребность в минимальном техническом обслуживании (в связи со стабильностью метрологических характеристик массового расходомера нет необходимости во внеочередных поверках и периодическом монтаже-демонтаже для профилактического обслуживания).

Массовые расходомеры предусматривают прямое измерение температуры, которое используется электроникой для компенсации изменений эластичности материала расходомерной трубки при изменении температуры технологической среды. Эта компенсация является одной из функций массовых расходомеров, служащих для сохранения высокой точности измерений в широком диапазоне расхода.

Усовершенствованная конструкция массовых расходомеров практически исключает влияние окружающей среды, также они невосприимчивы к внешним вибрациям, напряжению в системе трубопровода и изменению условий внешней температуры.

Массовые расходомеры поддерживают точность на всем протяжении диапазона расхода. Это преимущество обеспечивает универсальность применения технологии, например, когда дозирование включает многочисленные технологические среды и различные объемы.

В связи с тем, что массовые расходомеры не имеют изнашивающихся частей, расходы на техническое содержание и калибровку значительно снижаются по сравнению с остальными расходомерами. Датчики также оснащены средствами внутренней диагностики и редко выходят из строя. Если в характеристиках расходомерной трубки нет изменений, вызванных эрозией, коррозией или остаточным продуктом, образовавшимся со временем, то при последующих поверках прибора калибровочные коэффициенты остаются неизменными.



4.3 Экономическое обоснование

Проведем экономический анализ затрат на внедрение и обслуживание ИИС с турбинным расходомером и ИИС с массовым расходомером.

Себестоимость измерительной системы.

В таблице 4.1 представлены данные по типовому составу СИКН согласно МИ 2825-2003 [8], а также цены на средства измерения входящие в его состав.

Таблица 4.1. Стоимость средств измерения

Состав СИКН с ТПР	Состав СИКН с массовым расходомером
наименование СИ	кол-во, шт.	цена, руб.	наименование СИ	кол-во, шт.	цена, руб.
ТПР	4	4500000	Массовый расходомер	4	2250000
Преобразователь давления	5	40000	Преобразователь давления	5	40000
Преобразователь температуры	5	35000	Преобразователь температуры	1	35000
Вискозиметр	2	98000	Вискозиметр	0	98000
Плотномер	2	455000	Плотномер	1	455000
Итого:	19481000	Итого:	9690000

Стоимость измерительной системы (турбинный расходомер):

Ц_тпр = 19481000 руб.

Стоимость измерительной системы (массовый расходомер):

Ц_мр = 9690000 руб.

Экономический эффект составляет:

Э_ц = Ц_тпр + Ц_мр = 19481000 + 9690000 = 9899623 руб.



Затраты на техническое обслуживание и поверку.

Затраты на обслуживание действующей измерительной системы (турбинный расходомер) за год:

- затраты предприятия на техническое облуживание за год составляют:

З_тотпр = 99959 руб.;

- затраты на поверку измерительной системы составляют:

З_повтпр= 104546 руб.

Таким образом, затраты предприятия на обслуживание действующей измерительной системы с турбинным расходомером за год складываются из затрат на техническое обслуживание и затрат на поверку системы:

З_тпр = З_тотпр + З_повтпр =99959 + 104546 = 204505 руб.

Затраты на обслуживание измерительной системы массовым расходомером за год:

- затраты предприятия на техническое облуживание за год составляют:

З_томр = 50265 руб.;

- затраты на поверку измерительной системы составляют:

З_повмр = 45617 руб.

Таким образом, затраты предприятия на обслуживание измерительной системы с массовым преобразователем расхода за год складываются из затрат на техническое обслуживание и затрат на поверку системы:

З_мр = З_томр + З_повмр =50265 + 45617 = 95882 руб.

Экономический эффект составляет:

Э_З = З_тпр - З_мр = 204505 - 95882 = 108623 руб.



Общий экономический рассчитывается по формуле:

Э = Э_з + Э_ц = 9899623 + 108623 = 10008246 руб.



Заключение

В данной работе была рассмотрена возможность повышения точности и достоверности определения количества нефти при проведении учетных операций на ПСП «Покровка».

При решении задачи по анализу структуры и работы СИКН были рассмотрены:

- процесс эксплуатации оборудования и средств измерении СИКН;

- структура СИКН и СОИ;

- основные функции измерительной системы;

- порядок и периодичность контроля параметров СИКН.

При решении задачи по обоснованию замены ТПР на массовый расходомер были получены следующие результаты:

- снижение относительной погрешности измерений массы брутто товарной нефти до ± 0,2%;

- повышение надежности измерительной системы, за счет сокращения количества средств измерения входящих в состав измерительной системы;

- положительный экономический эффект, который опирается на следующие показатели:

а) снижение себестоимости измерительной системы в 2 раза;

б) снижение затрат на техническое обслуживание и поверку средств измерения.

Экономический эффект: 10008246 руб.

Таким образом задачи решены в полном объеме, цель достигнута.

Массовый расходомер может быть использован для коммерческого учета нефти на СИКН №249, что обеспечит высокую точность учета нефти при сокращении затрат на эксплуатацию СИКН.

С применением массового расходомера, особенно в нефтяной промышленности, сокращаются сроки и стоимость строительства объектов, повышается надежность измерительной системы, предприятия использующие этот расходомер для коммерческого учета получают высокий экономический эффект, несмотря на необходимость реконструкции многих ранее построенных объектов.



Список используемых источников

1 ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия. - М.: Стандартинформ, 2006. - 17 с.

2 ГОСТ 8.595-2004. Масса нефти и нефтепродуктов. - М.: Стандартинформ, 2008. - 20 с.

3 ГОСТ 2517-2012. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб. - М.: Стандартинформ, 2014. - 38 с.

4 Р 50.2.040 ГСИ. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения. [Электронный ресурс]. - URL: http://docs.cntd.ru/document/1200038329 (дата обращения: 13.09.2017).

5 ГОСТ 33-2000. Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости. [Электронный ресурс]. - URL: http://docs.cntd.ru/document/1200019821 (дата обращения: 15.09.2017).

6 ГОСТ 1756-2000. Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров. [Электронный ресурс]. - URL: http://files.stroyinf.ru/data1/10/10038/ (дата обращения: 15.09.2017).

7 МИ 3532-2015 Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти [Электронный ресурс]. - URL: http://files.stroyinf.ru/Index2/1/4293756/4293756631.htm (дата обращения: 19.09.2017).

Размещено на Allbest.ru