Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Измерение и взвешивание массы нефти объемно-массовым динамическим методом



Данным методом определяется масса нефти при приемо-сдаточных операциях. Масса брутто нефти измеряется с помощью преобразователей расхода (далее – ПР) и поточных преобразователей плотности (далее – ПП). При этом, масса вычисляется устройством обработки информации как произведение соответствующих значений объема и приведенной к условиям измерения объема (температура, давление) плотности, или объема или плотности, приведенных к одним нормальным условиям.

При отключении рабочего и отсутствии резервного преобразователя плотности, плотность нефти определяется по ареометру или лабораторному плотномеру с пределом допускаемой погрешности +0,5 кг/м3.

Результат измерений объема нефти, полученный при температуре и давлении нефти в преобразователе расхода или счетчике нефти, приводится к стандартным условиям.

Значение плотности нефти, измеренное поточным ПП при температуре и давлении в блоке измерения параметров качества нефти, приводится к условиям измерения объема нефти и к стандартным условиям (температура – 20°С, избыточное давление – 0).

Устройство обработки информации или автоматизированное рабочее место оператора, за которым осуществляется управление всем процессом учета нефти, должно обеспечивать выполнение следующих функций:

1. вычисление объема нефти при рабочих условиях;

2. вычисление текущего значения плотности нефти при температуре и давлении в блоке измерения параметров качества нефти;

3. приведение текущего значения плотности нефти к условиям измерения объема нефти;

4. вычисление массы брутто нефти;

5. вычисление среднесменного значения плотности нефти при условиях измерения объема в стандартных условиях;

6. вычисление среднесменного значения температуры и давления;

7. ввод и изменение предельных значений параметров, указанных в проекте СИКН, в свидетельстве о поверке средств измерений и техпаспорте.

Устройство обработки информации может выполнять следующие дополнительные функции:

1. приведение объема нефти к стандартным условиям;

2. приведение текущего значения плотности нефти к стандартным условиям;

3. автоматическая корректировка коэффициента преобразования ПР от изменения расхода или расхода и вязкости;

4. автоматическое выполнение поверки ПР без нарушения процесса измерения количества и показателей качества нефти;

5. контроль метрологических характеристик рабочих ПР по трубопоршневой поверочной установке или контрольному ПР;

6. сравнение показаний двух одновременно работающих преобразователей плотности и выдача сигнала при превышении установленного предела;

7. автоматический контроль, индикация и сигнализация предельных значений параметров нефти;

8. расчет массы нетто нефти при ручном вводе содержания воды, хлористых солей и механических примесей или при наличии анализаторов качества;

9. формирование отчетов, актов, паспортов качества нефти;

10. управление пробоотбором;

11. индикация и автоматическое обновление на экране монитора следующих параметров: массы, объема, расхода по каждой измерительной линии, параметра f/?, температуры, давления на измерительных линиях и в блоке измерения параметров качества нефти, плотности и вязкости нефти.

Основные требования к эксплуатации СИКН:

1. в процессе эксплуатации СИКН должны контролироваться следующие параметры:

· расход нефти через измерительные линии. Конструкция СИКН должна обеспечивать при измерении массы расход нефти через измерительные линии с отклонением не более 2,5% от рабочего диапазона, указанного в сертификате о метрологической аттестации системы;

· давление нефти на выходном коллекторе. Давление нефти на выходе СИКН должно обеспечивать бескавитадионную работу объемного ПР и быть не менее значения, определенного по формуле:

где минимальное избыточное давление на выходе СИКН, МПа;

давление насыщенных паров, МПа;

перепад давления на ПР или массомере, указанный в техническом паспорте, МПа; перепад давления на фильтрах. Перепад давления на фильтрах должен быть не более значения, указанного в паспорте на данный тип фильтра, или не должен превышать ,

где перепад давления на фильтре на максимальном расходе, определенный на месте эксплуатации после чистки фильтра. Чистка фильтров должна проводиться не реже одного раза в три месяца с оформлением акта;

вязкость нефти. При отсутствии устройства по корректировке коэффициента преобразования объемного ПР по вязкости, вязкость нефти не должна отличаться от значений вязкости, при которых проводилась поверка объемного ПР, более чем на пределы, установленные при проведении испытаний для целей утверждения типа или метрологической аттестации в условиях эксплуатации других типов ПР;

2. учет нефти при нарушениях основных требований эксплуатации и отказах средств измерений должен проводиться в соответствии с приложением 2 к настоящим Правилам.

Основные требования к эксплуатации ПР:

1) при эксплуатации ПР проходят поверку и контроль метрологических характеристик;

2) во время поверки или контроля метрологических характеристик рабочих ПР учет нефти можно проводить по контрольной измерительной линии;

3) поверка ПР должна проводиться на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительных линий (струевыпрямителями, если они предусмотрены проектом, прямыми участками) в рабочем диапазоне расходов, в котором они эксплуатируются в СИКН;

4) коэффициент преобразования ПР может быть введен в УОИ как вручную, так и автоматически после поверки.

В зависимости от способа реализации градуировочной характеристики в УОИ коэффициент преобразования ПР представляют в виде:

1) постоянного значения во всем рабочем диапазоне расходов;

2) значений коэффициента преобразования в различных поддиапазонах расхода;

3) значений коэффициента преобразования в точках рабочего диапазона расходов;

4) в межповерочном интервале провождения контроль метрологических характеристик ПР.

Контроль метрологических характеристик ПР заключается в определении коэффициента преобразования на месте эксплуатации при рабочих условиях в рабочем диапазоне расходов и отклонения полученного значения коэффициента преобразования от значения, установленного на вторичном приборе ПР или УОИ (хранящегося в памяти УОИ).

Контроль метрологических характеристик ПР проводится по трубопоршневой поверочной установке или контрольному ПР на месте эксплуатации через межконтрольный интервал.

Установление межконтрольного интервала ПР проводится в следующем порядке:

1) для каждой вновь вводимой СИКН, а также после реконструкции с заменой ПР определяется межконтрольный интервал ПР. Межконтрольный интервал определятся также после ремонта ПР;

2) межконтрольный интервал в зависимости от интенсивности эксплуатации ПР устанавливается либо в часах наработки либо в календарном времени (в днях или месяцах) по результатам контроля коэффициента преобразования по ТПУ;

3) при непрерывной работе ПР проводится контроль значения коэффициента преобразования в течение 30 дней с интервалом 5 дней и устанавливается межконтрольный интервал 5, 10, 15, 20, 25, 30 дней;

4) межконтрольный интервал допускается устанавливать по результатам статистических данных;

5) контроль ПР, находящихся в резерве и длительное время не проходящих контроль, проводится только перед вводом их в эксплуатацию;

6) величина межконтрольного интервала вносится в формуляр СИКН;

7) установление межконтрольного интервала выполняет организация, проводящая обслуживание СИКН, согласовав с представителями сдающей и принимающей сторон.

Основные требования к эксплуатации поточных ПП:

1) поверка поточных ПП проводится по измерительному комплекту металлических напорных пикнометров или по эталонному плотномеру;

2) поверка поточных ПП проводится в лаборатории или на месте эксплуатации. Поверку поточных ПП на месте эксплуатации допускается проводить, если изменение плотности нефти в течение года не превышает 100 кг/куб.м;

3) после очередной поверки ПП в лаборатории перед его установкой на место эксплуатации выполняется контроль метрологической характеристики по воздушной точке;

4) для этого в блоке измерения параметров качества нефти или другом приспособленном помещении подается на ПП питание, подключается к измерительной линии плотности и проводится отсчет выходного сигнала при температуре (20 + 5) °С;

5) период колебаний выходного сигнала должен соответствовать периоду колебаний, указанному в сертификате поверки (поверка воздухом).

Если погрешность ПП при поверке или контроле превышает установленные пределы, он подлежит градуировке с последующей поверкой. Градуировка поточных ПП проводится по измерительному комплекту пикнометров или по эталонному плотномеру в лаборатории или на месте эксплуатации в соответствии с нормативными документами. Градуировку поточных ПП допускается проводить на месте эксплуатации, если изменение плотности нефти в течение года не превышает 100 кг/м3.

Контроль поточных ПП проводится один раз в 10 дней методом сличения показаний рабочего ПП с результатами измерения плотности нефти эталонным плотномером в рабочих условиях при рабочем значении плотности или с показаниями резервного ПП.

Резервный ПП должен быть чистым и нефть через него должна проходить только при сличении.

Должно выполняться условие:

где значение плотности нефти, измеренное рабочим ПП, кг/м3;

значение плотности нефти, измеренное эталонным плотномером или резервным ПП, кг/м3;

предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего ПП, кг/м;

предел допускаемой абсолютной погрешности эталонного плотномера или резервного ПП, кг/м.

При отсутствии эталонного плотномера или до оснащения СИКН резервным ПП контроль рабочих ПП проводится по результатам измерения плотности нефти аналитической лабораторией.

Не реже одного раза в 10 дней показания ПП сравниваются с результатами измерения плотности нефти ареометром или лабораторным плотномером и вычисляют разность плотностей , кг/м3, по формуле:

где значение плотности нефти, измеренное ареометром или лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения , приведенное к условиям в блоке измерения параметров качества нефти, кг/м.

Должно выполняться условие:

где погрешность метода измерения плотности ареометром или лабораторным плотномером из свидетельства о метрологической аттестации методики выполнения измерений плотности, кг/м3.

До проведения оценки погрешности метода согласно нормативных документов допускается проводить контроль ПП следующим образом.

Определяют по формуле:

где среднее значение разностей за первые 30 смен после поверки ПП, проверенных на отклонение от нормы, кг/м3. При обнаружении резко выделяющихся измерений их заменяют результатами дополнительных измерений;

значение плотности нефти, измеренное рабочим ПП в i-ую смену за первые 30 смен после поверки, кг/м;

значение плотности нефти, измеренное ареометром или лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения , приведенное к условиям в блоке измерения параметров качества нефти, кг/м.

Не реже одного раза в 10 дней показания рабочего ПП сравниваются с плотностью нефти, измеренной ареометром или лабораторным плотномером, и вычисляется разность плотностей , кг/м3, по формуле:

где значение плотности нефти, измеренное ареометром или лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения , приведенное к условиям в блоке измерения параметров качества нефти, кг/м3.

Должно выполняться условие:

где предел допускаемой погрешности ареометра (+0,5 кг/м) или лабораторного плотномера, кг/м3, (берут из свидетельства о поверке).

Если условия (1) или (2) не выполняются, выясняется причина отклонения: ошибки измерений, несоблюдение условий контроля, неучтенные факторы.

При несоблюдении условий в течение трех смен подряд и в случае метрологического отказа ПП демонтируют, промывают, снова устанавливают в блоке измерения параметров качества нефти и контролируют по настоящему методу. При получении отрицательных результатов в течение двух дополнительных смен ПП подлежит внеочередной поверке.

Допускается изменение периодичности контроля по договоренности принимающей и сдающей сторон.

Для наглядности представления контроля метрологических характеристик ПП и для реализации возможности диагностики метрологических отказов рекомендуется вышеуказанные измерения заносить и сохранять в компьютере и индицировать на экране монитора в виде графиков.

Масса брутто нефти при отключении ПП определяется с учетом плотности нефти по лабораторным анализам объединенной пробы нефти (суточной либо за партию). При условии невозможности определения точного момента метрологического отказа или отключения ПП, плотность нефти за этот период необходимо принять по арбитражной пробе.

Масса брутто нефти ( ), т, при отключении ПП и при отсутствии резервного ПП вычисляется по формуле:

где плотность нефти, измеренная ареометром или лабораторным плотномером, приведенная к условиям измерения объема или к стандартным условиям, кг/м3;

объем нефти, прошедшей через СИКН, м3.

До проведения оценки погрешности метода согласно методике выполнения измерений ареометром масса брутто нефти определяется по формуле:

где плотность нефти, измеренная ареометром или лабораторным плотномером и приведенная к условиям измерения объема или к стандартным условиям без учета систематической погрешности метода, кг/м3;

поправка на массу брутто нефти, определенная по формуле:

где поправочный множитель.


 

 




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.