Отчет по практике в ЛПДС «Салават»

максимальная расчетная - плюс 40°С.

минимальная расчетная - минус 40°С.

• Минимальная температура внутри блок-бокса БИК в холодное время года - плюс 10°С.

 

3 ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СИКН

3.1 Характеристика рабочей среды

Рабочая среда - нефть, соответствующая  требованиям ГОСТ Р 51858-2002, имеющая физико-химические показатели, указанные в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Показатели нефти

Наименование показателя		Значение показателя
Вязкость кинематическая, сСт		от 14,6 до 70
2	Плотность нефти при стандартных условиях, кг/мЗ	от 845 до 890
3	Температура перекачиваемой нефти, °С	от плюс 2,6 до плюс 28
4	Массовая доля воды, %, не более	1
5	Концентрация хлористых  солей, мг/дмЗ, не более	300
6	Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
7	Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более	66,7 (500)
8	Массовая доля серы, %, не более	3,5
9	Массовая доля парафина, %	6
10	Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ррт)	100
11 (ррт)	Массовая доля метила и  этилмеркаптанов в сумме, млн.-1	100
12	Содержание хпорорганических соединений, млн.-1 (ррт)	10
13	Содержание свободного газа	не допускается

 

Контроль физико-химических показателей нефти в процессе эксплуатации СИКН должен проводиться  вХАЛ ПСП «Салават».

3.2 Основные технические характеристики СИКН

Таблица 2.2 Основные параметры  режима работы СИКН

Наименование характеристики	Значение характеристики
1 Расход нефти через  СИКН, мЗ/ч (при р=845 кг/мЗ): минимальный максимальный	230 986 (1902 с учётом дооснащения)
2 Давление нефти, МПа: минимальное рабочее на входе в СИКН максимальное рабочее на входе в СИКН максимальное допустимое	0,4 1,1 1,6
3 Суммарные потери давления  на СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа в рабочем режиме, не более в режиме поверки, не более	0,2 0,4
4 Режим работы СИКН	непрерывный, автоматизированный
5 Режим работы трубопоршневой поверочной установки	периодический, автоматизированный
6 Способ поверки и KMX МПР	по контрольному МПР - KMX; по стационарной ТПУ и поточному плотномеру - поверка и KMX
7 Способ поверки и KMX УПР УРСУ	с помощью МПР БИЛ
8 Способ поверки ТПУ	по передвижной ТПУ
9 Режим управления: запорной арматурой и  регуляторами расхода	автоматизированный и  ручной
10 Класс взрывоопасной  зоны по ПУЭ/ГОСТ Р 51330.9-99: здание для БИЛ и ТПУ; блок-бокс БИК площадка для БФ, УРСУ, УРД, межблочного оборудования операторная	В-1 а/класс 2 В-1 а/класс 2 В-1 г/класс 2
11 Категория производства  по взрывопожарной и пожарной  опасности по НПБ 105-03: здание для БИЛ и ТПУ блок-бокс БИК площадка для БФ, УРСУ, УРД, межблочного оборудования операторная	А А Ан Д
12 Категория взрывоопасной  смеси по ГОСТ Р 51330.11-99: - нефть	IIA
13 Группа взрывоопасной  смеси по ГОСТ Р 51330.5- 99: - нефть
14 Категория электроснабжения  по ПУЭ	1
15 Электроснабжение	380 В, 3-х фазное, 50 Гц 220 В, однофазное, 50 Гц
16 Исходя из температурных условий (оборудование выбирается на температурный режим: в здании для БИЛ, БТПУ, УПП ТПУ, межблочного оборудования; в блок-боксе БИК;	от плюс 5°С до плюс 30°С   от плюс 10°С до плюс 30°С (в холодное время года)
- на площадке для БФ, УРСУ, УРД, межблочного оборудования;	от минус 40°С до плюс 40°С
- в операторной	от плюс 15°С до плюс 25°С
17 Климатическое исполнение  по ГОСТ 15150-69: БИЛ, БТПУ, УПП ТПУ;   БИК, БФ, УРСУ, УРД	УХЛ 4 У1

Пределы допускаемой относительной  погрешности измерений:

массы брутто нефти	±0,25%
массы нетто нефти	±0,35%

 

3.3 Обеспечение единства измерений

В СИКН используются СИ, типы которых утверждены или прошли метрологическую аттестацию и допущены к применению в установленном порядке.

Погрешность СИ, входящих в  состав СИКН, соответствует требованиям  Рекомендаций по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденных приказом №69 Минпромэнерго от 31.03.2005». Значения погрешности используемых СИ приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Номер строки	Наименование СИ	Значение погрешности
1	Преобразователем массового  расхода с сенсором, DN150, PN1,6 МПа с пределом допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода датчика, %, не более: основной и резервный; контрольный	±0,25 ±0,20
2	Преобразователь плотности  жидкости измерительный с пределом допускаемой абсолютной погрешности, кг/мЗ, не более	±0,30
3	Влагомер нефти поточный с пределом допускаемой абсолютной погрешности, %, не более	±0,1
4	Преобразователь вязкости измерительный  с пределом допускаемой приведенной погрешности, %, не более	±1,0
5	Преобразователь избыточного  давления с пределом допускаемой  приведенной погрешности, %, не более	±0,5
6	Преобразователь разности давлений с пределом допускаемой приведенной погрешности, %, не более	±2,5
7	Преобразователь температуры  с пределом допускаемой абсолютной погрешности, °С, не более	±0,2
8	Манометр с пределом допускаемой  приведенной погрешности, %, не более	±0,6
9	Термометр ртутный стеклянный с пределом допускаемой абсолютной погрешности, °С, не более	±0,2
10	Ультразвуковой преобразователь  расхода в БИК с пределом допускаемой  относительной погрешности в  диапазоне расходов, %, не более	±5,0
11	Ультразвуковой преобразователь  расхода в УРСУ с пределом допускаемой  относительной погрешности в  диапазоне расходов, %, не более:	Значение по результатам  испытаний для целей утверждения типа единичного экземпляра*
12	ТПУ 400 с пределом допускаемой  относительной погрешности, %, не более	±0,1
13	СОИ с пределом допускаемой  относительной погрешности в точке расхода, %, не более массы калибровочного (масштабного) коэффициента МПР при поверке	±0,05 ±0,025
Примечание - * В рамках проведения испытаний для целей утверждения  типа единичного экземпляра СИКН необходимо провести исследования метрологических характеристик расходомера входящего в состав РСУ. При подготовке эксплуатационной документации - разработать методику поверки расходомера с применением ТПУ и ПР, входящих в состав СИКН

 

Вводимые, измеряемые и расчетные  параметры в СИКН представлены в  следующих единицах измерений: • объем - м³;

• масса - т;
• расход массовый - т/ч;
• расход объемный -м³/ч;
• единицы измерения других параметров - в соответствии с указанными в табл.2.

Все СИ, входящие в состав СИКН, проходят периодическую поверку  в соответствии с Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденных приказом №69 Минпромэнерго от 31.03.2005».

 

4 СОСТАВ СИКН

СИКН в состоянии поставки представляет собой изделие (в соответствии с ГОСТ 2.101 -68), состоящее из следующих  частей:

• комплекс технологический (КТ);
• система сбора, обработки информации и управления (СОИ);
• система распределения электроэнергии (СРЭ);
• комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей.

5 ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ СИКН

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• автоматизированное измерение массы брутто нефти и вычисление массы нетто нефти;
• автоматизированное измерение технологических параметров;
• автоматизированное измерение качественных показателей нефти;
• отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517;
• отображение (индикацию) и регистрацию результатов измерений;
• поверку СИ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
• KMX СИ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
• передачу данных на верхний уровень.

6 КОМПЛЕКС ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ

6.1 Общие сведения

Состав КТ СИКН:

• блок измерительных линий (БИЛ);
• блок измерений показателей качества нефти (БИК);
• блок трубопоршневой поверочной установки (БТПУ)+комплект ЗИП;
• узел подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки (УППТПУ);
• блок фильтров (БФ);
• узел резервной системы учета (УРСУ);
• узел регулирования давления (УРД);
• межблочное оборудование (МО).

БИЛ, БТПУ, УПП ТПУ размещаются  в отапливаемом укрытии.

БФ, УРСУ, УРД размещаются  на открытой площадке. Оборудование БИК  размещается в блок-боксе.

БИЛ, БИК, БТПУ, БФ, а также  УРД и ЛИ РСУ изготавливаются  в заводских условиях и доставляются на площадку строительства железнодорожным или автомобильным транспортом.

Конструктивное исполнение трубопроводных систем блоков заводского изготовления соответствует ОСТ 26.260.18-2004, ПБ 03-585-03.

Узлы трубопроводных конструкций  и оборудование блоков заводского изготовления смонтированы на бескорпусных хомутовых опорах, установленных на элементы рамных конструкций. Жесткость несущих конструкций исключает перемещение оборудования и трубопроводных систем блоков при транспортировании и такелажных операциях, которые могут привести к нарушению их герметичности.

В СИКН предусмотрена закрытая дренажная система, разделенная  на учтенную и неучтенную нефть. Сбор дренируемой нефти осуществляется со всех участков технологических трубопроводов СИКН в дренажные емкости, предусматриваемые по проекту.

При заполнении нефтью технологического оборудования СИКН газо-воздушная смесь  вытесняется в дренажные емкости  по дренажным линиям.

Все дренажные трубопроводы имеют уклон не менее 0,002 в сторону  выхода к дренажной емкости.

Для контроля протечек дренажной  системы БТПУ, УРСУ, УРД на дренажном  коллекторе межблочной обвязки предусмотрена  установка УКП.

Для контроля протечек дренажной  системы БИЛ и БИК на дренажных  коллекторах соответствующих блоков предусмотрена установка УКП.

Транспортирование технологических  блоков СИКН должно осуществляться при  температуре окружающего воздуха  не ниже минус 40°С в соответствии с требованиями ОСТ 26.260.18-2004.

6.2 Выполняемые функции

Гидравлическая схема, оборудование и первичные измерительные преобразователи обеспечивают выполнение следующих функций:

• автоматическое измерение в реальном масштабе времени:
• суммарного массового расхода черезБИЛ и по каждой измерительной линии;
• объемного расхода в БИК;
• объемного расхода в УРСУ;
• плотности нефти при рабочих температуре и давлении;
• вязкости нефти при рабочих температуре и давлении;
• объемной доли воды в нефти;
• текущих значений давления в ИЛ БИЛ, во входном и выходном коллекторах БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ, в ЛИ РСУ; на входе и выходе УРД;
• текущих значений температуры в ИЛ БИЛ, во входном и выходном коллекторах БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ, в ЛИ РСУ, на входе и выходе УРД;
• перепада давления на фильтрах БФ и БИК;
• перепада давления на насосах БИК;
• местная индикация:
• давления нефти в ИЛ БИЛ, во входном и выходном коллекторах БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ, в ЛИ РСУ, в БФ;
• температуры в ИЛ БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ, в ЛИ РСУ.
• автоматизированное и ручное (с АРМ оператора и по месту) управление электроприводной арматурой СИКН;
• автоматизированный KMX рабочих МПР по контрольному МПР на месте эксплуатации без нарушения режима работы нефтепровода;
• автоматизированная поверка и KMX рабочих МПР и контрольного МПР по стационарной ТПУ и поточному плотномеру на месте эксплуатации без нарушения режима измерений;
• автоматизированное выполнение поверки стационарной ТПУ по передвижной ТПУ;
• автоматизированную поверку и KMX УПР УРСУ с помощью МПР БИЛ;
• автоматический отбор объединенной пробы в сменные контейнеры и ручной отбор точечной пробы;
• автоматизированное и ручное регулирование расхода рабочих МПР по контрольному МПР;
• автоматизированное и ручное регулирование расхода в режиме поверки и KMX рабочих МПР и контрольного МПР по стационарной ТПУ;
• автоматизированное и ручное управление регуляторами давления в УРД с целью обеспечения заданного давления на выходе СИКН (перед УРД);
• автоматическое регулирование расхода нефти через БИК для обеспечения определенного соотношения расходов потока в трубопроводе в месте отбора и в трубопроводе БИК;
• местный и дистанционный контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результаты измерения и поверок;
• фильтрацию нефти от механических примесей в БФ и в БИК;
• промывку технологических трубопроводов и приборов качества в БИК;
• демонтаж первичных измерительных преобразователей и технологического оборудования без нарушения процесса измерения.
• дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха.

3.  Блок измерительных линий (БИЛ)

Состав БИЛ:

• входной коллектор DN500;
• выходной коллектор DN500;
• шесть измерительных линий (ИЛ) DN150 (4 рабочих, 1 резервная, 1 контрольно- резервная);
• коллектор выхода на ТПУ DN200.

На входном и выходном коллекторах предусмотрено по четыре фланца DN150 с заглушками - в обеспечение резерва дооснащения СИКН при производительности нефтепровода «Языково-Салават» 13,5 млн. т/г (1902 м³/ч при плотности 845 кг/м³).

Необходимое количество ИЛ в БИЛ рассчитано по формуле (1), исходя из следующих условий:

• максимальный (проектный) расход нефти через БИЛ Qmax=986 м³/ч;
• выбранный МПР рассчитан на максимальную пропускную способность О_мпр = 300 м³/ч ;

Количество рабочих ИЛ:        N_раб= Q_max/ Q_мпр, где N_раб - число рабочих ИЛ;

Q_max - максимальный расход через СИКН; Q_мпр- пропускная способность МПР. Количество резервных линий принято в объеме 30% от количества рабочих линий.

На каждой ИЛ БИЛ установлено  следующее оборудование:

МПР;

• преобразователи избыточного давления;
• преобразователь температуры;
• манометр
• термометр;
• запорная арматура с электроприводом
• регулятор расхода с электроприводом

Оборудование БИЛ размещается  на собственных рамных опорах на предварительно подготовленном фундаменте в здании, предусмотренном по проекту.

На выходах ИЛ, а также  на входе в контрольно-резервную ИЛ предусмотрена установка запорной арматуры с местным и дистанционным контролем протечек.

Электроприводы для запорной арматуры выбраны из условия закрытия арматуры в течение не менее 60 секунд (во избежание гидравлического удара).

На входном и выходном коллекторах БИЛ установлены  преобразователь давления и манометр.

В нижних и верхних точках БИЛ установлены дренажные краны  и краны воздушники соответственно.

В пределах БИЛ дренаж учтенной и неучтенной нефти осуществляется в раздельные коллекторы, на каждом из которых в целях исключения возможности неконтролируемых утечек нефти через систему дренажа предусмотрено УКП с сигнализатором уровня, выдающим в СОИ сигнал о появлении нефти в коллекторе дренажа.