Emerson Process Management
Введение

Современные тенденции в развитии систем сбора, обработки информации и управления все более широко внедряются и в традиционно консервативные области измерений, каким является коммерческий учет нефти и нефтепродуктов. По существу архитектура большинства вновь проектируемых узлов учета все так же базируются на принципах и оборудовании заложенных в 70-е годы, при том, что за это время сменилось не одно поколение приборов и систем измерений. Современные тенденции в автоматизации диктуют и новые подходы к развитию измерительных систем учета жидких углеводородов. В настоящей аналитической статье анализируется архитектура узлов учета нового поколения производства компании Fisher-Rosemount, приводится аналитический анализ с традиционными измерительными системами.
Современное состояние законодательной и нормативной базы

Нормативная база, регламентирующая вопросы метрологического обеспечения измерения и учета нефти и нефтепродуктов, сложилась в 70-80 годы и включает в себя: два основных Закона - Об энергосбережении и Об обеспечении единства измерений; около двадцати пяти государственных стандартов, рекомендаций по метрологии (без учета методик поверки средств измерений) и примерно столько же ведомственных инструкций, регламентирующих вопросы учета нефти и нефтепродуктов.

Основополагающим стандартом, регламентирующим методы измерения массы нефти и нефтепродуктов, является ГОСТ 26976-86 Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы. Стандарт устанавливает требования к погрешностям методов измерений массы брутто и массы нетто.

Состояние нормативно-технической документации, регламентирующей метрологическое обеспечение при измерении массы нефти и нефтепродуктов характеризуется следующим.

В настоящее время отсутствуют стандарты, определяющие требования к средствам измерений массы нефти и нефтепродуктов (технические требования, методы испытаний и поверки и т.д.), хотя среди рекомендаций международной организации законодательной метрологии (МОЗМ), которые признает Госстандарт, можно отметить следующие, которые определяют требования к системам измерения расхода и количества, в том числе, и прямым измерениям массы: МОЗМ 117 Измерительные системы для жидкостей, отличных от воды; МОЗМ 105 Измерительные системы для прямого измерения массы жидкости.

Очевидно, что в новой редакции ГОСТ 26976 должныбыть отражены последние достижения измерительной техники, в частности такие, как массовые расходомеры.

Можно отметить, что в разных странах при учете нефти и нефтепродуктов широко применяют прямые методы, особенно при приемо-сдаточных операциях в автомобильные и железнодорожные цистерны, и при добыче нефти. Это можно проиллюстрировать следующими примерами: Голландия, Shell - коммерческий учет нефти и дизельного топлива в трубопроводах; Швейцария, ВР - отгрузка бензина, дизельного топлива в автоцистерны; Малайзия, Shell - отгрузка очищенных нефтепродуктов в танкеры; Саудовская Аравия, Aramko - измерения содержания чистой нефти в устье нефтяной скважины; Германия, DEA - отгрузка сырой нефти из танкеров.

Измерение состава нефти и нефтепродуктов регламентируется стандартами, которые также требуют актуализации в соответствии с современными требованиями. Учитывая также требования Закона Об обеспечении единства измерений, где говорится о том, что измерения должны осуществляться по аттестованными в установленном порядке методикам (статья , и ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений, стандарты, регламентирующие методы определения показателей качества нефти и нефтепродуктов, должны учитывать и эти требования.
Традиционные системы измерения

Стандартный узел учета, состоит как правило из следующих блоков и элементов: блока измерительных линий, состоящего как правило из 3 линий (рабочей, резервной и контрольной), включающие в себя фильтры, турбинные преобразователи расхода (ТПР), прямые участки до и после ТПР, струевыпрямители, запорную арматуру, датчики давления и температуры, клапаны регулирования расхода и пр.; блока контроля качества - в состав которых входят по 2 поточных плотномера и вискозиметра, автоматические пробоотборники и пробосборники, датчики давления и температуры, насосы, термостаты, сигнализаторы загазованности и пожара и пр.; вторичной аппаратуры и блока обработки информации; кроме того в состав узла учета входят пробоотборное устройство, стационарная турбопоршневая установка (или предусмотрено подключение передвижной ТПУ), сигнализатор содержания свободного газа, образцовые средства измерений для плотномеров и вискозиметров, дополнительные средства измерений.

Современные требования к средствам и системам измерения: средства измерения являются интеллектуальными - не только измеряют, но и обрабатывают информацию, современные полевые приборы являются серверами данных полевые приборы многофункциональны, осуществляют полное инженерное решение измерения всех необходимых параметров в одной точке передача информации от полевых приборов к системе осуществляется посредством цифровых протоколов, позволяющих передавать значительные массивы информации и исключающих дополнительные погрешности, связанные с передачей и преобразованием измеряемых параметров система измерения должна обеспечивать принцип. возможность приема не отдельных физ. сигналов от каждого средства измерения, а получать и обрабатывать массивы информации от интеллектульных приборов.

В качестве подобной системы измерения количества нефти и нефтепродуктов отвечающая мировым тенденциям в области приборостроения и автоматизации и удоволетворяющая требованиям предъявляемым к товарно-коммерческим операциям приводится автоматизированный узел учета нового поколения основанный на применении кориолисовых расходомеров Micro Motion, компакт-прувера Brooks и системы обработки информации и управления DeltaV.

Такой узел учета по сравнению с традиционным имеет следующие преимущества: Многофункциональность
Кориолисовый расходомер одновременно измеряет в одном месте и выдает информацию по мгновенному и суммарному массовому расходу, мгновенному и суммарному объемному расходу, плотности, температуре при рабочих условиях, и диагностическую и служебную информацию. При традиционных средствах измерения точки измерения расхода и плотности разнесены и требуют для приведения к одинаковым условиям измерения дополнительных датчиков давления и температуры. Прямое измерение массового расхода
В соответствии с действующими нормативными документами для товарно-коммерческих расчетов приемо-сдаточные операции осуществляются в единицах массы. Кориолисовый расходомер осуществляет прямое измерение массового расхода, все остальные типы расходомеров применяемые при коммерческом учете используют объемный принцип измерения расхода, т.е. метод измерения массового расхода являются косвенным, что приводит к использованию дополнительного оборудования и как следствие возникновению дополнительных погрешностей измерения. Метрологические характеристики
Суммарная погрешность узла учета по массе брутто будет определяться только погрешностью массового расходомера и она составит - 0,1% ±стаб.нуля по массе брутто для модели CMF ELITE. В случае применения объемного расходомера (турбинного, роторного, ультразвукового) суммарная погрешность по массе брутто складывается из погрешностей расходомера, плотномера, вискозиметра, датчиков давления и температуры на измерительных линиях и в блоке качества и контроллера обеспечивающего обработку сигналов вышеназванных средств измерения и вычисление массового расхода. И для того, чтобы уложится в нормируемую ГОСТ 26976-86 погрешность по массе брутто - 0.25% зачастую приходится прибегать к искусственным методам, как например, уменьшение рабочего диапазона измерения объемного счетчика. Невосприимчивость к изменениям рабочей среды
На показания кориолисового расходомера не влияют изменения вязкости, плотности, профиля скоростей по сравнению с объемными расхраскрутки - тенденции к увеличению импульс-фактора при непрерывной работе турбинного преобразователя расхода, проблемы характерной для ТПР всех ведущих мировых производителей, в т.ч. и с геликоидным ротором. Надежность
Кориолисовый расходомер не имеет движущихся частей, попадание механических частиц и свободного газа не приводит к повреждению сенсора.
В связи с отсутствием дополнительного оборудования сопутствующего объемным расходомерам (фильтры,струевыпрямители, плотномеры, вискозиметры и т.п.) увеличивается общее время наработки на отказ для узла учета в целом. Минимальное техническое обслуживания
В связи с долговременной стабильностью нормативных метрологических характеристик, отсутствие необходимости в ремонте и в запасных частях кориолисового расходомера нет необходимости во внеочередных поверках и в периодическом монтаже-демонтаже для профилактического обслуживания. Для рассматриваемого узла учета поверке подлежат только 2 расходомера. Система верхнего уровня получает информацию по HART-протоколу, не использует измерительные каналы и поэтому по-существу является информационно-вычислительной, а не информационно-измерительной и не вносит дополнительных погрешностей в измерение. Для стандартного узла учета на объемном расходомере перечень подлежащих поверке следующий: 3 расходомера, 4 датчика давления и 4 датчика температуры, 2 плотномера, 2 вискозиметра, 1 компьютер расхода .
использование массовых расходомеров существенно понижает трудоемкость и эатраты связанные с проведением поверочных работ. Минимальная стоимость дополнительного оборудования
Отсутствует необходимость в прямых участках, струевыпрямителях, блоках качества с плотномерами, вискозиметрами, насосами, промывочным оборудованием, датчиках давления, температуры, детекторами загазованности и пожара и т.п.. Минимальная стоимость кабельной продукции
В связи с отсутствием дополнительных средств измерения сопутствующих объемным расходомерам, и в связи с тем, что все предлагаемые средства измерения являются интеллектуальными (имеют цифровой HART-протокол или Foundation FieldBus) то вся измерительная информация передается по одной витой паре проводов.

Компакт-прувер

Метрологическое обеспечение узла учета имеет первостепенное значение. Традиционные системы, как правило имеют в своем составе шаровой стационарный прувер. Для узлов учета с ТПР это является необходимым условием, т.к. для турбинного расходомера приходится ежемесячно проводить сличения показаний с образцовой установкой из-за большого количества факторов влияющих на изменение характеристик турбинного расходомера. При этом должна быть решена проблема поверки стационарной ТПУ так как из-за больших объемов шарового прувера образцовые мерники не могут быть применимы. Для поверки стационарных ТПУ, используются передвижные ТПУ. С позиции метрологии имеется дополнительное звено при передачи стандарта привносящее дополнительную погрешность, а для организаций на балансе которых находится узел учета и стационарная ТПУ ежегодно приходится решать задачу - где же найти передвижной прувер.

Для узлов учета с кориолисовыми расходомерами ежемесячное сличение показаний не имеет смысла из-за практического отсутствия факторов которые могут привести к изменению характеристик на величины превышающие нормативные значения. Таким образом установка стационарной ТПУ не является обязательным условием. Но для возможности периодической поверки массовых расходомеров в комплектном узле учета предусматривается подключение компакт-прувера Brooks. Небольшие габаритные размеры, вес и широкий диапазон измерений 1000:1 делают возможным установку компакт-прувера на платформе грузовика или прицепа. Это позволяет применять один прувер для нескольких узлов учета, в т. ч. и с разными типоразмерами расходомеров. Это является особенно актуальным сейчас, когда каждое предприятие, независимо от форм собственности, вступая в товарно-коммерческие отношения должно устанавливать узлы учета на все входящие и исходящие потоки и приобретение отдельного прувера для каждого узла является экономически неоправданным.

Прувер поверяется по образцовому мернику, который может приобретаться вместе с прувером или отдельно от него. Компакт-прувер Brooks с встроенным плотномером и многопараметрическим электронным блоком позволяет проводить поверку как массовых кориолисовых расходомеров, так и объемных счетчиков с пропускной способностью до 4000 м3/час.
Система измерения и управления DeltaV

Система DeltaV позволяет получать информацию от массовых расходомеров посредством цифровых протоколов, обеспечивающих передачу значительных массивов информации и исключающих дополнительные погрешности, связанные с передачей и преобразованием измеряемых параметров. Система DeltaV обеспечивает управление автоматическим пробоотборником, клапанами регулирования расхода и задвижками с гарантированным перекрытием потока, архивирование данных, подготовку приемо-сдаточных отчетов и паспортов и других документов, передачу информации в АСУ предприятия. На ее базе создается автоматизированное рабочее место оператора приемо-сдаточного пункта. При этом отпадает необходимость в использовании промежуточных компьютеров расхода для сбора измерительной информации и программируемых логических контроллеров для управления измерительными линиями.
Заключение

применение рассматриваемой архитектуры построения систем измерения количества нефти и нефтепродуктов на основе последних достижений в мировой автоматизации предоставляет следующие преимущества владельцу системы: Модульность измерительной системы Уменьшение общей занимаемой площади Уменьшение количества обязательного оборудования Сокращение производственных затрат Сокращение затрат на инжиниринг Сокращение затрат на транспортировку, монтаж, пуско-наладку, техническое обслуживание и метрологическое обеспечение Взаимозаменяемость модулей Взаимозаменяемость всех компонентов системы Увеличение времени наработки на отказ Уменьшение суммарной погрешности измерения системы Производственную и экологическую безопасность

Источник: http://asutp.interface.ru/