Система сбора и обработки информации и управления (СОИ) представляет собой единый измерительно-вычислительный комплекс по сбору и обработке данных от первичных средств измерения и управления технологическим процессом при проведении учетных операций, метрологических работ (управление электроприводными задвижками, регуляторами расхода, автоматическим пробоотбором и т.д.).

1.4 Рабочие эталоны

Таблица 2.1 - Закрытия и открытия соответствующих задвижек

При этом количество нефти, поступившей в емкость сбора утечек, учитывается отдельным актом по паспорту качества текущей смены. Массу нефти, поступившей в емкость сбора утечек, определяют по градуировочной таблице, согласно МИ 2950-2005.

На входном коллекторе СИКН установлено пробозаборное устройство щелевого типа в соответствии с ГОСТ 2517 - 85, через которое нефть поступает в БИК нефти.

- при давлении 0,6 МПа открывается сбросная задвижка № 307;

- при давлении 0,7 МПа срабатывают предохранительные клапаны.

При этом количество нефти, поступившей в калиброванный резервуар аварийного сброса, учитывается отдельным актом по Паспорту качества текущей смены.

КМХ рабочих ПР производится по ТПУ, при этом открываются задвижка № 329 и задвижка выхода нефти с измерительной линии (ИЛ) в приемный коллектор ТПУ (№№ 314 или 317 или 320 или 323 или 326), а задвижка на выходе поверяемой линии (соответственно №№ 313 или 316 или 319 или 322 или 325) закрывается и проверяется на герметичность.

После ТПУ нефть, пройдя задвижки №№ 331, 330 поступает в нефтепровод закачки на ЛПДС «Ярославль».

2.2 Режимы работы блока измерения качества (БИК)

Технологическая схема БИК приведена на рисунке 2.2. Блок измерения качества нефти реализован по насосной схеме и имеет в своем составе две линии качества, оснащенных поточными преобразователями и средствами измерения, обвязка которых позволяет обеспечить работу поточных средств измерения в последовательном или параллельном режиме, а также вывод из работы одного из средств измерений не нарушая учетных операций.

Нефть от пробозаборного устройства через входную задвижку ЗД101, фильтры поступает на насосы и далее через обратные клапаны и шаровой кран на плотномеры Пл101, Пл102. На выходе плотномера установлен узел подключения пикнометрического стенда, состоящий из шаровых кранов К182, К183, К184, К185. Далее нефть поступает на автоматический пробоотборник ПА, диспергатор Д101 с вентилем ручного отбора проб и на влагомеры Вл101, Вл102.

С выхода влагомера нефть последовательно поступает на поточный вискозиметр Вз101, ультразвуковой расходомер индикатор УПР101 и через регулятор расхода РР101 на выход блока контроля качества нефти и через выходную задвижку ЗД102 во входной коллектор БИЛ.

Давление и температура нефти измеряются соответственно преобразователем давления ДД101 и преобразователями температуры ДТ101, ДТ102.

Рис.2 Структурная схема БИК

2.3 Структурная схема СОИ

Структурная схема соединений СОИ СИКН представлена на рисунке 2.3.

Система обработки информации состоит из комплекса средств обработки информации, устройств ввода и вывода информации, устройств сопряжения, индикации и регистрации результатов, блоков питания и искрозащиты, вторичных приборов и вспомогательных устройств.

Оборудование СОИ располагается в приборных шкафах:

-шкаф приборный №1 -ШОИ;

-шкаф приборный №2 - вторичной аппаратуры;

-шкаф приборный №3 - управления и сигнализации;

-шкаф приборный №4 - шкаф контроллера;

-шкаф приборный №5 -шкаф АРМ.

Сигналы от ПР, преобразователей давления и температуры блока измерительных линий, а также сигналы от плотномеров, влагомеров, вискозиметра, преобразователей температуры и давления, смонтированных в БИК, поступают на измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) ШОИ . Управление четырехходовым краном и обработка сигналов ТПУ осуществляются так же ШОИ.

Управление задвижками и регуляторами расхода осуществляется контроллером Simatic, связанным по интерфейсу RS 232 с рабочим местом «АРМ оператора».

Объемно-массовый динамический метод измерения количества нефти основан на одновременном измерении объема и плотности нефти. Поток нефти воздействует на турбину ПР и создает в магнитоиндукционном датчике пропорциональный ему частотно-импульсный сигнал, который поступает на ИВК.

ИВК, на которую поступают также сигналы с датчиков плотномеров, вискозиметра, давления и температуры, обрабатывает поступающую информацию и выдает данные на дисплей и печатающее устройство, выполняет управление ТПУ и формирование отчетов, осуществляет постоянный контроль над процессом измерения параметров, отслеживает изменения параметров нефти и, в случае отклонения от установленных значений, выдает информацию оператору на дисплей и блок аварийной сигнализации.

4) журналов контроля ПР по ТПУ;

5) режимных листов;

6) всех типов отчетов (текущих, оперативных, сменных, суточных);

7) интеграцию узла учета нефти в корпоративную информационную сеть предприятия;

8) передачу информации на верхний уровень.

Печать отчетной документации производится на сетевом принтере.

АРМ оператора обеспечивает информационный обмен с контроллером Simatic по протоколу TCP/IP RTU и с ИВК по протоколу Modbus ASCII через интерфейсы RS 485.

3. Порядок эксплуатации СИКН

Подготовку и пуск СИКН в работу осуществляется оператором ЯРНУ по указанию диспетчера ЯРНУ с уведомлением диспетчера ГРНУ.

3.2 Подготовка блока измерительных линий

При подготовке технологического оборудования блока измерительных линий операторы СИКН должны выполнить следующее:

-проверить техническое состояние фильтров, преобразователей расхода, преобразователей давления и температуры, термометров и манометров, систем контроля протечек, трубопроводов, запорной арматуры, регуляторов расхода;

-проверить наличие и целостность пломб и клейм на запорной арматуре и средствах измерений установленных на СИКН;

-проверить соответствие положения запорной арматуры и регуляторов расхода и давления на СИКН и в окне на мониторе АРМ оператора.

-закрыть все дренажные задвижки и вентили;

-закрыть воздушные вентили на фильтрах;

-открыть вентили на всех манометрах;

-открыть окно ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА, выбрать и открыть требуемые измерительные линии.

Через 10 минут работы СИКН удалить воздух из верхних точек трубопроводов БИЛ.

Подготовку и пуск БИК в работу осуществляет оператор СИКН совместно с Подрядчиком.

-проверить техническое состояние поточных преобразователей, автоматических пробоотборников, преобразователей давления и температуры, трубопроводов, запорной арматуры, регулятора расхода;

- проверить положение запорной арматуры;

- открыть вентили на манометрах;

- закрыть все дренажные задвижки и краны;

- закрыть воздушный вентиль;

- подключить к автоматическим пробоотборникам контейнеры отбора объединенных проб;

-выбрать и открыть необходимую схему работы линии качества.

Через 10 минут работы насосов удалить воздух из верхних точек трубопроводов БИК.

3.4 Подготовка к работе системы обработки информации

Подготовку и пуск СОИ в работу осуществляет Подрядчиком совместно со службами ЯРНУ (согласно разграничениям зон ответственности) в присутствии оператора СИКН.

Проверить наличие напряжения питания и включить:

- шкаф силового управления;

- блоки питания;

- источник бесперебойного питания UPS 2000;

- ШОИ с принтером;

- системный блок АРМ оператора в комплекте с монитором и принтером;

- вторичную аппаратуру влагомеров;

- вторичную аппаратуру ультразвукового расходомера «Взлет»;

- вторичную аппаратуру сигнализаторов загазованности;

- прибор пожарно-охранный.

Для контроля и управления технологическим процессом оператору руководствоваться документом «Cropos АРМ оператора УУН» Руководство оператора.

3.5 Перечень контролируемых параметров

Контроль технологических параметров производится в окне СХЕМА СИКН. Контролю подлежат следующие параметры:

- объемный мгновенный расход через СИКН, м³/час;

- массовый мгновенный расход через СИКН, т/час;

- нарастающая за 2 часа, м^3;

- нарастающая за 2 часа, т;

- нарастающая за сутки, м³ ;

- нарастающая за сутки, т;

- текущее значение давления во входном и выходном коллекторе, МПа;

- перепад давления на фильтрах измерительных линий 1-5, МПа;

- текущее значение давления на входе и выходе ТПУ, МПа;

- текущее значение температуры на входе и выходе ТПУ, С;

- объемный мгновенный расход через измерительные линии 1-5, м³/час;

- текущее значение температуры в измерительных линиях 1-5, С;

- текущее значение давления в измерительных линиях 1-5, МПа;

- объемный мгновенный расход через БИК, м³/час;

- текущее значение плотности в БИК, МПа;

- текущее значение вязкости, сСт;

- текущее значение температуры в БИК, С;

- текущее значение давления в БИК, МПа;

- текущее значение влагосодержания, %;

- количество отобранных проб пробоотборниками;

- процент открытия регулирующих заслонок на измерительных линиях, в БИК и ТПУ;

- положение задвижек СИКН;

- информацию о работе насосов и вентилятора БИК, сигналы о загазованности и пожаре СИКН и БИК; и сигналы аварии запорной арматуры.

В окне ДОКУМЕНТЫ просматриваются следующие документы:

- формирование актов приема-сдачи по валовым объемам;

- разделение массы по производителям;

- формирование акта приема-сдачи по маршрутным поручениям;

- текущие отчеты.

Программой верхнего уровня является ПК «CROPOS», который предназначен для использования в составе систем автоматизации технологического процесса учета нефти с целью:

- повышения качества ведения технологического процесса и его безопасности;

- повышения оперативности действий технического персонала минимизации негативного действия «человеческого фактора»;

- улучшения технико-экономических показателей работы, снижения трудоемкости по контролю и управлению технологическими процессами;

- улучшения условий труда технического персонала.

Программный комплекс в составе систем измерения количества и показателей качества нефти, оснащенных любыми типами преобразователей расхода, обеспечивает:

- двусторонний обмен данными между контроллерами (вычислителями расхода) и автоматизированным рабочим местом оператора;

- отображение метрологических и технологических параметров, состояний объектов автоматизации;

- выработку аварийных и предаварийных сигналов при отклонении технологических параметров за допустимые пределы со звуковой сигнализацией и наглядным оповещением;

- вычисление средневзвешенных значений параметров;

- вычисление массы нетто нефти с относительной погрешностью не более 0,015 %;

- расчёт суммарного расхода нефти, перекачиваемой через блок измерительных линий;

- управление процессами поверки преобразователей расхода по стационарной турбопоршневой установке, автоматическая обработка результатов;

- управление процессами контроля метрологических характеристик преобразователей расхода по СТПУ;

- управление пробоотборниками пропорционально массе перекачке;

- КМХ плотномеров по ареометру или по лабораторному плотномеру в соответствии с принятой методикой выполнения измерений плотности;

- управление исполнительными механизмами (кранов шаровых, регуляторов расхода и т.д.);

- формирование и архивирование отчетных документов (оперативных, сменных, суточных, паспортов и актов приема-сдачи нефти валовых и по партиям);

- архивацию, отображение, и вывод на печать графиков технологических параметров;

- вывод на печать протоколов и отчетных документов;

- подготовку информации для передачи в систему телемеханики;

- защиту от несанкционированного доступа.

- турбинные преобразователи расхода;

- пробоотборники автоматические;

- поточные преобразователи плотности;

- поточные преобразователи влагосодержания;

- СТПУ;

- регуляторы расхода или регуляторы давления;

- краны шаровые или задвижки.

- ПО АРМ оператора СИКН;

- ПО АРМ оператора РСУ.

Избыточное давление в трубопроводе при всех режимах работы должно быть достаточным для компенсации потерь давления на СИКН и обеспечения давления на выходе СИКН и поверочной установки. Значение минимального избыточного давления следует определять по формуле:

Р = 2,06 Рн + 2 DР, (5.1)

где Р - минимальное избыточное давление в выходном коллекторе СИКН, МПа;

Рн - абсолютное давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти на СИКН, МПа;

DР - перепад давления в ПР.

При проектирование СИКН, технические характеристики выбранного преобразователя давления, должны обеспечивать необходимую точность измерений при заданных технологических режимах работы СИКН и характеристиках нефти.

При проектирование СИКН, технические характеристики выбранного преобразователя давления, должны обеспечивать необходимую точность измерений при заданных технологических режимах работы СИКН и характеристиках нефти[6].

Датчики измерения перепада давления чаще всего применяются комплектно с первичными преобразователями расхода (сужающими или напорными устройствами). Датчики перепада осуществляют преобразование измеренной разности давлений в непрерывный аналоговый выходной унифицированный сигнал тока, напряжения или индуктивности. Датчики разности давления с индуктивным выходом (типа ДМ, например, работающие совместно с вторичными приборами КСД) устарели и в настоящее время практически не применяются. Наибольшее распространение получили датчики с унифицированным токовым выходом (0-5, 0-20, 4-20 мА)[5]. Внешний вид такого датчика представлен на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 - Внешний вид датчика разности давления

Чувствительным элементом датчика перепада является упруго деформируемая измерительная мембрана с закрепленными на ней тензорезисторами. Измерительная мембрана изолирована от рабочей среды. Давление среды прикладывается к защитным мембранам (рисунок 5.2), расположенным с обоих сторон от измерительной мембраны. Полости между защитными и измерительной мембранами заполнены специальной жидкостью. Под действием приложенных давлений защитные мембраны деформируются, деформируя измерительную мембрану - в след за ней деформируются тензорезисторы. При этом их сопротивление изменяется. Это изменение сопротивления воспринимается электроникой датчика перепада и соразмерно преобразуется в то или иное значение выходного аналогового сигнала. В отличие от обычного датчика давления, у которого измеряемое давление прикладывается только к одной стороне мембраны, к мембране датчика разности давления измеряемое давление среды прикладывается с обеих сторон. Поэтому корпус датчика перепада имеет два присоединительных штуцера: плюсовой и минусовой штуцеры.

Штуцеры располагаются параллельно друг другу с одной стороны датчика, но встречаются датчики и с соосным расположением штуцеров. Если давление среды, приложенное к плюсовому штуцеру, больше давления среды в минусовом штуцере, то датчик покажет разницу (перепад) давлений со знаком плюс. Если к плюсовому штуцеру приложено меньшее давление чем к минусовому, то перепад будет со знаком минус.

Рисунок 5.2 - Воздействие давления на защитную мембрану

Датчики измерения разности давления чаще всего рассчитаны на измерение сравнительно небольших значений давлений среды - предельные значения измеряемого давления от нескольких десятков миллиметров водяного столба (мм.вод.ст), до нескольких сотен кПа. С первичными преобразователями расхода, такими как диафрагмы, трубы Вентури, трубки Пито-Прандтля и др. датчики перепада соединяются посредством двух импульсных трубок[5].

Импульсные трубки (импульсная трубная проводка) в большинстве случаев выполняют из толстостенной металлической трубки диаметром 14…16 мм. Прокладка импульсных труб выполняется в соответствии с требованиями правил измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами РД 50-213-80. Особое внимание при монтаже импульсной трубной проводки уделяется наличию и направлению уклонов, одинаковой длине плюсовой и минусовой линий, расположению отборов и изгибов на одном уровне. Импульсная линия должна быть минимально возможной длины, так как с увеличением ее протяженности возрастает задержка распространения импульса давления, что особенно критично для контуров регулирования интенсивно протекающих процессов. Рассчитать приблизительное (без учета коэффициентов затухания и т.п.) время запаздывания импульса давления можно по следующей формуле:

(5.2)

где Дt - время запаздывания импульса давления;

L - длина импульсной трассы;

С - скорость прохождения звука в заполненной трассе;

Зависимость скорости распространения звука внутри заполненной импульсной трассы зависит от показателя адиабаты среды внутри трассы, абсолютного давления среды в импульсной трассе и плотности среды с при рабочих условиях вычисляется по формуле:

(5.3)

где С - скорость распространения звука внутри заполненной импульсной трассы;

X - показатель адиабаты среды внутри трассы;

P - абсолютно t давление среды в импульсной трассе;

р - плотности среды при рабочих условиях;

Для воды с температурой от 20 до 100°С показатель адиабаты можно принять равным 1,327.

Кроме того чем длиннее импульсная линия, тем больше она склонна к засорению или перемерзанию. Окрашивание импульсных трасс производиться краской того же цвета, что была использована для окрашивания основного трубопровода в соответствии с указаниями ГОСТ 14202-69.

Присоединение датчика перепада к импульсным трассам (рисунок 5.3) осуществляется через игольчатые вентиля или специальные вентильные блоки. На одной импульсной трассе устанавливается два вентиля: один вентиль непосредственно перед датчиком перепада, второй в месте отбора импульса давления для отсоединения импульсной трассы от процесса. Первый вентиль на импульсной трассе со стороны трубопровода называется технологическим и обслуживается (заменяется, перекрывается) технологическим персоналом: аппаратчиками, водопроводчиками или газовщиками. Дополнительный уравнительный вентиль монтируется непосредственно перед датчиком перепада на перемычке, соединяющей плюсовую и минусовую импульсные трассы.

Рисунок 5.3 - Присоединение датчика перепада к импульсным трассам

В процессе работы датчика перепада вентиля на плюсовой и минусовой трассах должны быть полностью открыты, а уравнительный вентиль полностью закрыт. При проверке датчика перепада на ноль вентиля на плюсовой и минусовой трассах закрываются, а уравнительный вентиль открывается. После чего производиться настройка нуля датчика перепада регулировочными резисторами или средствами встроенного программного обеспечения датчика. После того как настройка нуля датчика выполнена уравнительный вентиль перекрывается, а отсечные вентиля открываются. Для некоторых устаревших моделей датчиков перепада давлений, например, типа Сапфир, в первую очередь открывается вентиль на плюсовой трассе, а уже потом вентиль на минусовой трассе. Это связано с конструктивным исполнением чувствительного элемента. Современным датчикам перепада последовательность открытия плюсового и минусового вентилей безразлична.

Наиболее часто датчики перепада давления с аналоговым выходом используются совместно с напорными и сужающими устройствами для измерения расхода жидкостей, газов или пара. Но выходным сигналом датчика перепада является именно величина перепада давлений, а не расход. Для того чтобы преобразовать измеренное значение перепада давлений контролируемой среды в соответствующий этому перепаду расход применяются блоки извлечения корни. Блок извлечения корня представляет собой либо отдельное преобразовательное устройство, либо функцию внутреннего программного обеспечения датчика перепада. В случае если в датчике перепада давлений имеется и активирована функция корнеизвлечения, то выходным сигналом датчика будет уже не величина перепада, а нескорректированный расход.