учет нефти и газа. Учебное пособие по дисциплинам Физические основы учета нефти и газа при технологических операциях, Измерение и контроль в технологических процессах нефтегазового производства
 Скачать 1.19 Mb.
|
|
Раздел 4. Поверка средств измерений, используемых при учетных операциях Испытания и поверка средств измерений Поверка и калибровка представляют собой совокупность операций, выполняемых с целью определения и подтверждения соответствия СИ документально установленным техническим требованиям. Суть поверки средств измерений заключается в нахождении погрешности СИ и установлении его пригодности к применению. По содержанию поверка СИ – это совокупность операций, выполняемых органами государственной метрологической службы или другими уполномоченными организациями с целью определения и подтверждения соответствия СИ установленным техническим требованиям. При поверке производится передача размера единиц, т.е. приведение размера единицы физической величины, хранимой поверяемым средством измерения, к размеру единицы, воспроизводимой или хранимой эталоном. Схема, по которой производится передача размера единиц, называется поверочной. Она устанавливает средства, методы и точность передачи размеров единиц от государственного эталона рабочим средствам измерений. Общий вид такой схемы изображен на рисунке. 50 Рис. 1 . Поверочная схема Различают следующие виды поверок СИ: 1) Первичная поверка - для СИ утвержденных типов при выпуске из производства и после ремонта, а также при ввозе по импорту. 2) Периодическая поверка - для СИ, находящихся в эксплуатации или на хранении. Результаты периодической поверки действительны в течение межповерочного интервала. 3) Внеочередная поверка, осуществляется при эксплуатации и хранении СИ в следующих случаях: повреждение знака поверительного клейма, а также утрата свидетельства о поверке; ввод в эксплуатацию СИ после длительного хранения (более одного межповерочного интервала; неудовлетворительная работа прибора или проведение повторной настройки после ударного воздействия на СИ. 4) Инспекционная поверка – производится для выявления пригодности к применению СИ при осуществлении государственного метрологического надзора. 5) Экспертная поверка производится при возникновении спорных вопросов по метрологическим характеристикам, исправности Государственный эталон величины Рабочий эталон 1-го разряда Рабочий эталон 2-го разряда Рабочий эталон 3-го разряда Рабочие средства измерений Объекты измерений 51 СИ и пригодности их к применению. Рассмотрим методы поверки счетчиков жидкости и емкостей для хранения нефти и нефтепродуктов. 1. Трубопоршневые поверочные установки Основными средствами поверки, используемыми для поверки турбинных и других преобразователей расхода (ТПР) на УУН, являются трубопоршневые поверочные установки (ТПУ). По сравнению с другими средствами поверки ТПУ имеют большие преимущества: возможность поверки преобразователей на месте эксплуатации в процессе измерения в рабочих условиях; полная герметизация процесса поверки; возможность поверки ТПР на больших расходах – до 10.000 м 3 /ч; независимость метрологических характеристик ТПУ от рода, вязкости жидкости и условий эксплуатации; возможность полной автоматизации процесса поверки. Только благодаря применению ТПУ стало возможным использование турбинных счѐтчиков для коммерческого учѐта и нефтепродуктов. В настоящее время на предприятиях нефтяной промышленности для поверки счѐтчиков различного назначения применяются ТПУ пропускной способностью от 100 до 4000 м 3 /ч, как отечественные, так и импортные 7 . ТПУ представляет собой участок трубопровода, собранный из труб и отводов, в котором движется герметичный поршень, а на концах имеются датчики-детекторы, фиксирующие прохождение поршня. Участок, ограниченный детекторами и называемый калиброванным участком, выполняется из труб, калиброванных по внутреннему диаметру. В большинстве случаев внутренняя поверхность калиброванного участка тщательно очищается и наносится покрытие на основе синтетических смол для защиты от коррозии и уменьшения 52 трения при движении поршня. Калиброванный участок может быть выполнен прямолинейным или согнут в виде петли для уменьшения габаритов установки. Для поверки счѐтчика в трубопровод перед калиброванным участком вводится поршень, который полностью перекрывает сечение и движется вместе с жидкостью с одинаковой скоростью. При прохождении поршня через первый детектор по его сигналу начинается отсчѐт импульсов от поверяемого ТПР. Когда поршень достигает второго детектора, по его сигналу отсчѐт импульсов прекращается. По показанию счѐтчика и объѐму калиброванного участка ТПУ определяется коэффициент преобразования и другие метрологические характеристики ТПР. После прохождения калиброванного участка поршень необходимо вернуть обратно. По способу возврата поршня ТПУ разделяются на два типа: однонаправленные и двунаправленные. В однонаправленных ТПУ поршень всегда движется в одном направлении – от начала к концу калиброванного участка. Для этого между началом и концом калиброванного участка имеется устройство для пуска и приѐма поршня. С помощью этого устройства поршень запускается в калиброванный участок, а после прохождения последнего снова попадает в это устройство. В двунаправленных ТПУ поршень движется по калиброванному участку в обоих направлениях. Для этого после каждого прохождения поршнем калиброванного участка изменяется направление движения жидкости с помощью четырѐхходового крана. Оба типа ТПУ могут быть выполнены стационарными или передвижными (на автомобиле или прицепе). Вследствие того, что поверка ТПР и счѐтчиков производится периодически, коэффициент использования стационарных ТПУ очень низок. Поэтому передвижные ТПУ намного экономичнее. Однако, транспортабельными могут быть выполнены ТПУ пропускной способностью только до 500-550 м 3 /ч. 53 Одно нап рав ле нн ая ТП У 54 О дн он ап равл ен ная Т П У с дв умя по рш нями 55 Как уже было сказано, в двунаправленных ТПУ поршень совершает движение в калиброванном участке попеременно то в одном, то в другом направлении. На рис.2.3 показана схема такой ТПУ с четырехходовым краном. Установка состоит из калиброванного участка 3 с детекторами 4, двух камер 2 и устройства для изменения направления движения жидкости – четырѐхходового крана 1. Обе камеры имеют одинаковую конструкцию и представляют собой отрезок трубы, имеющий диаметр больше, чем диаметр калиброванного участка. Обычно камеры располагаются наклонно или вертикально. После выхода из калиброванного участка поршень попадает в одну из камер и находится в ней в восходящем потоке до тех пор, пока направление движения не изменится на обратное. При этом поршень увлекается в калиброванный участок. Для изменения направления движения жидкости в ТПУ применяются четырѐхходовые краны различной конструкции: -образные, пробковые и т.д. На рис.2.4а показан -образный кран. В цилиндрическом корпусе 1 находится - образный переключатель 2, способный поворачиваться вокруг вертикальной оси и уплотнѐнный по периферии манжетой 3. Поворот крана осуществляется с помощью гидроцилиндра. Схема переключения потока ясна из рисунка. Для уменьшения сил трения и предотвращения разрушения манжеты при повороте крана манжета выполнена в виде трубки из полиуретана, внутренняя полость которой заполнена маслом. После поворота крана внутрь манжеты подаѐтся давление, трубка расширяется и осуществляется герметизация крана. Перед очередным поворотом давление внутри манжеты снижается, уменьшается еѐ сечение и исключается трение при повороте крана. Такая конструкция четырѐхходового крана применена, например, в ТПУ “Smit Meter Inc”. 56 Двунаправленная ТПУ В связи с тем, что при прохождении поршня в разных направлениях детекторы могут срабатывать неодинаково и объѐм может оказаться неодинаковым, для обеспечения постоянной вместимости принято считать за один цикл измерения двунаправленной ТПУ проход поршня в обоих направлениях. Однако, это увеличивает время на поверку счѐтчиков, поэтому целесообразно определять вместимость ТПУ отдельно для каждого направления. В некоторых ТПУ в начале и конце калиброванного участка устанавливаются по два детектора, что повышает надежность. Кроме детекторов ТПУ может иметь датчики, сигнализирующие о положении поршня и о стадиях работы ТПУ: пуск поршня, проход через детекторы, приход в камеру и т.д. Наличие таких датчиков облегчает управление ТПУ. Все ТПУ должны иметь приборы (датчики) для измерения температуры стенок, жидкости и давления на входе и выходе из установки. Для обеспечения полной автоматизации процесса поверки ТПУ снабжаются датчиками температуры и давления. В описанных ТПУ применяются поршни, выполненные в виде полого шара. Внутренняя полость шара заполняется жидкостью, для 57 чего он снабжается клапаном, заделанным в стенку. К материалу и конструкции поршня предъявляются жесткие требования: стойкость к измеряемой среде; высокая механическая прочность и прочность на истирание; высокая эластичность; стойкость к воздействию температуры от минус 50 до +50 С; низкий коэффициент трения; конструкция поршня должна позволять изменять его диаметр путѐм закачивания жидкости под избыточным давлением. Указанным требованиям удовлетворяют эластомеры типа полиуретанов. Толщина стенок поршня 25-50 мм и более в зависимости от диаметра. При работе ТПУ диаметр поршня должен быть больше внутреннего диаметра труб калиброванного участка (так называемый “натяг”), чтобы исключить протечки жидкости между поршнем и стенками труб и отставание поршня от жидкости. Фактическая погрешность ТПУ неодинакова и колеблется от 0,05 до 0,1 % в зависимости от качества труб (постоянства диаметра, разностенности, овальности), покрытия, поршня и метода поверки. Определение параметров ТПУ Параметры ТПУ, производимых зарубежными фирмами, определены в соответствии со стандартом АНИ США 2531. По этому стандарту приняты следующие соотношения: 1. Объѐм калиброванного участка ТПУ должен быть не менее 0,5 % от максимального расхода, выраженного в м 3 /ч, т.е. V = 0,005Qmax (м 3 ); 2. Объѐм калиброванного участка должен соответствовать не менее 10000 импульсов выходного сигнала поверяемого счѐтчика; 3. Длина калиброванного участка должна быть не менее 10000 раз больше погрешности детекторов, приведѐнной к ходу поршня. 58 4. Скорость движения поршня должна быть не более 3 м/с. Методы поверки вертикальных стальных резервуаров Требования к выбору метода поверки Поверку резервуара проводят геометрическим или объемным (динамическим или статическим) методом. Допускается комбинация геометрического и объемного (статического или динамического) методов поверки, динамического и статического при объемном методе поверки. При геометрическом методе поверки резервуара вместимость первого пояса определяют по результатам измерений длины наружной окружности, толщины стенки и высоты первого пояса. Вместимости вышестоящих поясов определяют по результатам измерений радиальных отклонений образующих от вертикали, толщин стенок и их высот. При объемном методе поверки резервуара вместимость определяют путем непосредственных измерений уровня поверочной жидкости, поступившей в резервуар, с одновременными измерениями ее температуры и объема, соответствующих измеренному уровню. Технические требования Требования к погрешности измерений параметров резервуаров Пределы допускаемой погрешности измерений параметров резервуара приведены в таблице 1 - при геометрическом методе поверки; таблице 2 - при объемном методе поверки. 59 Таблица 1 Наименование параметра Пределы допускаемой погрешности измерений параметров резервуаров вместимостью, м 3 100-4000 5000-50000 Длина окружности первого пояса, % 0,022 0,022 Высота пояса, мм 5 5 Расстояние от стенки резервуара до нити отвеса, мм 1 1 Толщина стенок (включая слой покраски), мм 0,2 0,2 Объем внутренних деталей, м 3 (0,005-0,025) (0,025-0,25) Т а б л и ц а 2 Наименование параметра Пределы допускаемой погрешности измерений параметра Объем жидкости при определении вместимости выше «мертвой» полости, % 0,15 Объем жидкости при определении вместимости в пределах «мертвой» полости, % 0,25 Уровень жидкости, мм 1 Температура жидкости, С 0,2 Температура воздуха, С 1 Давление жидкости (избыточное), % 0,4 При соблюдении указанных в таблицах 1 и 2 пределов 60 допускаемой погрешности измерений погрешность определения вместимости резервуара должна находиться в пределах: при геометрическом методе: 0,2 % - для резервуаров номинальной вместимостью от 100 до 3000 м 3 ; 0,15 % - » » » » 4000 м 3 ; 0,1 % - » » » » от 5000 до 50000 м 3 ; при объемном методе - 0,2 %. Значение погрешности измерения вместимости резервуара приводят на титульном листе градуировочной таблицы. Требования по применению основных и вспомогательных средств поверки При поверке резервуаров геометрическим методом применяют следующие средства поверки: Рулетки измерительные 2-го класса точности с верхними пределами измерений 10; 20 и 30 м по ГОСТ 7502. Рулетки измерительные с грузом 2-го класса точности с верхними пределами измерений 10 и 20 м по ГОСТ 7502. Линейка измерительная металлическая с диапазоном измерений 0- 500 мм по ГОСТ 427. Толщиномер ультразвуковой с диапазоном измерений 0,6-30 мм и пределами допускаемой погрешности ± 0,1 мм по [1]. Динамометр с диапазоном измерений 0-100 Н по ГОСТ 13837. Термометр с ценой деления 1 °С по ГОСТ 28498. Ареометр с ценой деления 0,5 кг/м3 по ГОСТ 18481. Нивелир с рейкой по ГОСТ 10528. Теодолит оптический с ценой деления микроскопа 2" (угловые секунды) по ГОСТ 10529. Штангенциркуль с диапазоном измерений 0-125 мм по ГОСТ 166. Скоба (рисунок А.1). 61 Магнитный держатель. Отвес с грузом каретки. Каретка измерительная. Приспособление для подвески каретки. Упорный угольник 90°. Анемометр чашечный типа МС-13 с диапазоном измерений от 1 до 20 м/с. Вспомогательное оборудование: чертилка, мел, шпатель, щетки (металлические), микрокалькулятор. При поверке резервуара объемным методом с применением эталонных уровнемера и счетчика жидкости применяют следующие средства поверки: Эталонный уровнемер (далее - уровнемер) с диапазоном измерений 0-12, 0-20 м и пределами допускаемой погрешности ± 1 мм по [2]. Эталонный счетчик жидкости (далее - счетчик жидкости) с пределами допускаемой погрешности ± 0,05; ± 0,10; ± 0,15 %, номинальным расходом, обеспечивающим поверку резервуара в течение 6 - 48 ч по [3]. Термометр с ценой деления 0,1 °С по ГОСТ 28498. Манометр класса точности 0,4 по ГОСТ 2405. Рулетка измерительная с грузом 2-го класса точности с верхним пределом измерений 10 м или 20 м по ГОСТ 7502. Ареометр с ценой деления 0,5 кг/м3 по ГОСТ 18481. Секундомер с пределами допускаемой погрешности ± 1 мс (± 0,001 с) по [4]. Вспомогательное оборудование: - насос, снабженный линиями всасывания и нагнетания, кранами (вентилями), регулятором расхода (дросселем), фильтром; - расширитель струи; 62 воронкогаситель. Примечание - Расширитель струи и воронкогаситель устанавливают только на резервуарах, предназначенных для размещения нефтепродуктов. При применении эталонной установки ее метрологические характеристики должны соответствовать требованиям таблицы 2. Основные средства поверки резервуаров должны быть поверены в установленном порядке. Допускается применение других вновь разработанных или находящихся в эксплуатации средств поверки [в том числе эталонных (образцовых) установок], удовлетворяющих по точности и пределам измерений требованиям настоящего стандарта. Требования к условиям поверки При поверке соблюдают следующие условия: При геометрическом методе: 1. Температура окружающего воздуха (20 ± 15) °С. 2. Скорость ветра - не более 10 м/с. 3. Состояние погоды - без осадков. Резервуар при поверке может быть порожним или в нем может находиться жидкость до произвольного уровня. При наличии жидкости в резервуаре при его поверке допускается использовать результаты измерений вместимости «мертвой» полости, полученные ранее. В этом случае вместимость резервуара должна быть определена, начиная с исходного уровня или с уровня, соответствующего всплытию плавающего покрытия, до уровня, соответствующего полной вместимости резервуара. При объемном методе поверки Температура окружающего воздуха и поверочной жидкости - от плюс 5 до плюс 35 °С. Примечание - При применении установки температура 63 окружающего воздуха допускается от минус 15 до плюс 35 °С; нижний предел температуры поверочной жидкости допускается до минус 5 °С - при применении бензина, до плюс 2 °С - при применении дизельного топлива; верхний предел температуры бензина не должен превышать плюс 25 °С. Изменение температуры поверочной жидкости в резервуаре и счетчике жидкости или установке за время поверки не должно превышать: 2 °С - при применении в качестве поверочной жидкости воды; 0,5 °С - при применении в качестве поверочной жидкости нефти и нефтепродуктов. При невыполнении требований по 5.3.2.2 вводят температурные поправки на объем, измеренный через каждое изменение температуры поверочной жидкости на 2 или 0,5 °С. Вязкость поверочной жидкости должна находиться в пределах поверенного диапазона измерений счетчика жидкости. Рабочий диапазон расхода поверочной жидкости должен находиться в пределах поверенного диапазона измерений счетчика жидкости. В случае изменения диапазона измерений (для счетчика жидкости с импульсным выходным сигналом) применяют соответствующий новому диапазону коэффициент преобразования счетчика жидкости. Исключают возможность попадания воздуха в измерительную систему, собранную для поверки резервуара (рисунок А.7). Процесс определения вместимости резервуара при его поверке должен идти непрерывно (без перерывов, приводящих к изменению объема и уровня поверочной жидкости в резервуаре), начиная с уровня, равного нулю, до уровня, соответствующего полной вместимости резервуара или уровня определенной дозы. Скорость наполнения резервуара в процессе поверки не должна 64 превышать 0,3 мм/с. Отбор жидкости при поверке резервуара может быть осуществлен из: а) приемного резервуара; б) технологического трубопровода (при применении в качестве поверочной жидкости нефти и нефтепродуктов); в) водопровода (при применении воды). В случаях перечислений б) и в) подача поверочной жидкости в поверяемый резервуар может быть осуществлена без насоса (рисунок А.7). Резервуар устанавливают на твердом не изменяющем своего положения фундаменте. При заглубленной установке и возможности попадания в приямок грунтовых вод сдвиг резервуара предотвращают дополнительными креплениями. Резервуар освобождают и очищают от остатков нефти и нефтепродукта. Требования к организации проведения поверки Резервуары подлежат поверке организациями национальной (государственной) метрологической службы или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц. Устанавливают следующие виды поверок резервуара: - первичная - проводят после строительства и гидравлических испытаний резервуара перед вводом в эксплуатацию; - периодическая - проводят по истечении срока действия градуировочной таблицы, после капитального ремонта и при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость. Перед началом поверки резервуара проверяют: - исправность лестниц и перил резервуара; - наличие заземления резервуара, насоса и установки при 65 объемном методе поверки. На резервуарах, не имеющих ограждений в виде перил по всей окружности крыши, работы проводят с предохранительным поясом, прикрепленным к надежно установленным элементам металлических конструкций крыши резервуара. Базовую высоту резервуара или уровень поверочной жидкости в нем измеряют через измерительный люк. Избыточное давление в газовом пространстве резервуара должно быть равно нулю. После измерения крышку измерительного люка плотно закрывают. Каретку перемещают по стенке резервуара плавно, без ударов о стенку. Поверитель, проводящий отсчеты по линейке, не должен стоять под кареткой во время движения ее по стенке. Средства, применяемые при поверке резервуара объемным методом, должны быть во взрывозащищенном исполнении для группы взрывоопасных смесей категории IIB-T3 по ГОСТ 12.1.011 и предназначены для эксплуатации на открытом воздухе. Содержание вредных паров и газов в воздухе вблизи и внутри1) резервуара на высоте 2000 мм не должно превышать санитарных норм, установленных ГОСТ 12.1.005. Для освещения в темное время суток применяют светильники во взрывозащищенном исполнении. Подготовка к проведению поверки При подготовке резервуара к поверке проводят следующие работы: Проверяют на месте соответствие конструкции и внутренних деталей резервуара технической документации на него. Проверяют состояние наружной поверхности стенки резервуара (на отсутствие деформаций стенки, загрязнений, брызг металлов, наплывов, заусенцев; на наличие необходимых арматуры и 66 оборудования; исправность лестниц и перил) для возможности проведения наружных измерений. Проверяют состояние отмостки резервуара (отсутствие трещин и целостность). Перед поверкой резервуара объемным методом, кроме того, проводят следующие работы: проводят сборку измерительной системы по схеме, устанавливают на поверяемом резервуаре уровнемер и измеритель температуры, поверочную жидкость при поверке резервуара подают в счетчик жидкости 6 следующими способами: а) из приемного резервуара 13 с помощью насоса 11; б) из технологического трубопровода 17 (при применении в качестве поверочной жидкости нефти и нефтепродуктов) или водопровода 17 (при применении воды). Наполняют измерительную систему поверочной жидкостью, удаляют из нее воздух и испытывают ее на герметичность под рабочим давлением. При этом вентиль 20 закрывают и трехходовый кран 5 переводят в положение «Измерение». Измерительную систему считают герметичной, если по истечении 15 мин после наполнения ее поверочной жидкостью и создания рабочего давления при визуальном осмотре не обнаруживают в местах соединений, уплотнений и на поверхности труб и арматуры наличия течи (каплепадений) и влаги. Измеряют расход поверочной жидкости в: - переводят трехходовой кран 5 в положение «Циркуляция»; - открывают вентиль 15; - включают насос 11 или открывают вентиль 16 и одновременно фиксируют показания счетчика жидкости 6 и секундомера; - после того, как стрелка указателя счетчика жидкости 6 делает не менее одного оборота (ролик счетного механизма поворачивается 67 на один оборот) или число импульсов, зарегистрированное счетчиком импульсов, составит не менее 1000 импульсов, выключают секундомер и одновременно фиксируют показание счетчика жидкости; - выключают насос 11 или закрывают вентиль 16. Расход поверочной жидкости Q, дм3/с, вычисляют по формулам: - для счетчиков жидкости с непосредственным отсчетом объема жидкости в дм 3 : ; τ 1 i i q q Q (1) - для счетчиков жидкости с импульсным выходным сигналом в импульсах: , τ 1 K N N Q i i (2) где q i , N i - показания счетчиков жидкости, соответствующие концу отсчета времени, дм 3 , имп., соответственно; q i-1 , N i-1 - показания счетчиков жидкости, соответствующие началу отсчета времени, дм 3 , имп., соответственно; - время, определяемое по секундомеру, с; К - коэффициент преобразования счетчика, имп./дм 3 ; определяют по шкале счетного механизма конкретного счетчика. Расход поверочной жидкости, рассчитанный по формулам (1) или (2), должен находиться в пределах поверенного диапазона измерений счетчика жидкости по 5.3.2.5. Если это условие не выполняется, то с помощью дросселя 10 (рисунок А.7) изменяют расход поверочной жидкости, проходящей через счетчик жидкости 6. Измерения величин при поверке резервуара должны быть проведены группой лиц, включающей не менее трех поверителей, прошедших курсы повышения квалификации в соответствии с |