Page 331 - 4679

Склад ПСП

Основна схема обліку (СВКН) Операторна

Резервна схема обліку

Контрольно-аналітична
лабораторія

Побутові і допоміжні приміщення

Рисунок 6.8 - Склад приймально-здавального пункту магістрального
нафтопроводу

В цілях автоматизації обліку нафти резервуари оснащують:
 стаціонарними рівнемірами з межами допустимої абсолютної похибки ± 3 мм;
 стаціонарними багатоточковими перетворювачами температури з межами
допустимої абсолютної похибки ± 0,5 ° С;
 стаціонарними пробовідбірниками (по ГОСТ 2517).
Допускається застосовувати в якості резервних засобів вимірювання переносні
засоби вимірювання рівня, переносні перетворювачі температури з межами допустимої
абсолютної похибки ± 0,2 °С або термометри з межами допустимої абсолютної похибки
± 0,2 °С (температуру визначають у точкових пробах або на заданому рівні).

Задачі

Комерційні СВКН Оперативні

Вимірювання Оперативний контроль
показників якості і руху нафти
кількості

При прийомі в систему СИКН можуть бути
МН при здачі в суміжні резервними засобами для
ВАТ МН при здачі на комерційних систем у ВАТ
НПЗ при здачі нафти на
експорт

Рисунок 6.9 - Поділ СВКН в залежності від виконуваних функцій

Густина нафти в резервуарі визначають переносними засобами вимірювання
3
густини з межами допустимої абсолютної похибки ± 0,5 кг/м або в лабораторії згідно
ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 і МІ 2153 по об'єднаній пробі, відібраній за ГОСТ 2517.
Допускається визначення щільності потоковими перетворювачами щільності і
автоматичний відбір проб відповідно до ГОСТ 2517 з трубопроводу за час закачування
або відкачування резервуара.

330