采油厂自控仪表使用维护及检定
日期:2018-05-09 来源: 作者:
摘 要 针对数字化油田建设中配备自控仪表在选型、维护和现场校验过程中存在的方法、标准问题,提出了采用现场校验和实验室检定相结合方法,以实现仪表量值溯源,并对部分仪表进行了现场校验尝试,取得了一定效果。
开展数字化油田建设, 目的是将油田从没有围墙的工厂变为电子井场、电子站库,实现技术融合、专业融合和团队融合,降低操作成本,提高应急处理能力和生产效率。 按照中国石油化工集团公司数字化油田所提出的标准化设计、模块化建设、标准化采购和信息化提升的“四化”建设要求,逐步推进生产管控模式变革, 为体制建设提供信息化、 自动化支撑。
中国石化江苏油田分公司采油一厂 (以下简称采油一厂)目前共有 1 215 口油水井, 32 个中转站,9 个集输站,年生产原油约 70×10 4 t 。 通过数字化油田建设,实现运行参数自动采集、传输和异常报警,保障流程、设备在zui佳状态下运行,改善劳动条件,提高生产效率。作为采集数据的终端,各式自控仪表和传感器的选型、设计,现场维护、校验(检定),保障系统可靠运行, 降低操作成本是项目后期的一项重点工作。 目前采油一厂主要自控仪表种类与检验规模见表 1 。
1 自控仪表配备、选型与使用中存在的问题
1.1 重建设、轻选型
1 )数字化油田工程在投资建设中,涉及的自控仪表虽按框架选购, 但设计和技术规格书没有对仪表的准确度、稳定性指标进行约定,存在低价中标现象,导致价低质差的仪表产品进入现场,质量寿命无法达到额定周期。
2 )工程项目中计量方案与计量仪表的选型很少与计量专业部门结合, 计量仪表的质量认定和准确度校验与相关规程符合性不能保证, 工程的综合效益得不到保障。
1.2 重配备、轻管理
自动化工程涉及到的一次仪表种类多, 如测定温度、压力、液位、流量等参数,如果测量数据有误差,就会产生错误的分析结果 [1] 。
1.3 重功能、轻校验
随着技术发展,多参数、智能化、集成化仪表逐步进入油田市场,应根据使用要求选择成熟可靠,经济实用的计量仪表,避免功能与资金浪费,如温压示功仪等石油专用器具,检定与校验技术相对滞后,无法对其计量性能进行有效的量值评定。
1.4 重维修、轻维护
油田使用的自控仪表基本是露天安装, 环境恶劣,且测量对象是高温、高压和腐蚀性介质,尤其是安全级别较高的油气缓冲罐双法兰液位计、 储油罐液位计、燃气流量计等重点仪表,安装后不易拆卸,出现故障不仅维修与校验难度大,而且费用较高。
2 自控仪表的在线检定与校验
自控仪表按照管理等级,属于非强检计量器具,在保证计量准确度前提下, 企业根据现场实际和技术规范制订实用的溯源方法。
2.1 压力变送器的现场校验
压力变送器现场校验如图 1 分为两种方式,一是按照( a )方式在变送器无法与系统隔离时,采用并入标准压力模块, 在手持式校准器以数字或电流信号方式显示瞬时标准值, 与输入测定瞬时压力 (差压)值进行比对,计算并修正仪表相对误差。 此种校验方式无法掌握仪表线性误差,具有一定局限性。二是按照( b )方法将变送器与系统隔离,接入压力模块和压力泵测定多个压力(差压)量程,通过手持式校准器显示标准值,与输入测定压力(差压)值进行比对,计算并修正相对误差,此方式能够掌握变送器示值与线性误差,接近实验室 JJG 882 — 2004 《压力变送器检定规程》 [2] 检定效果。
2.2 三相电能表现场校验
采油一厂目前有 820 多口油井,按照 GB 17167— 2006 《用能单位能源计量器具配备和管理通则》每口井安装一块三相电能表来计量耗电量 (图 2 ),三相电能表拆卸校验工作量较大, 只能按照 DL/T826 — 2002 《交流电能表现场测试仪》 [3] 要求现场校验电压、电流、功率、相位、功率因数、频率等电参量,可扩展分析实时矢量图显示和谐波分析等功能。 三相电能表经过现场检定准确度符合 GB 17167 —2006 规定的 2.0 级要求。
2.3 注水流量计校验
1 )对于 DN25 、流量范围 0.5~10 m 3 /h 井口注水流量计在现场关闭下游阀门, 打开放空阀门将水排入 50 L 、 0.5 级便携式标准量器,控制比对误差≤±3% 。
2 )对于 DN50 以上、流量范围 5~300 m 3 /h 污水流量计,必须采用标准装置进行校准。对一台重复性误差 ≥±0.02% 双向标准体积管进行改造,该体积管单向容积 973.43 m 3 ,双向容积 1 946.86 m 3 ,重复性误差 0.08% 。 可根据流量计量程选择标准值累计方式。根据污水流量计输出流量信号制式,增加一台信号转换显示器, 由体积管检测开关控制显示器流量信号开启与停止 [4] 。 通过测量值与标准值计算流量计相对误差(图 3 )。 配备热水置换流程,还可满足0.5 级以下生产与能源消耗原油流量计校准。
目前温度变送器、 蒸汽流量计和天然气流量计尚未建设校验装置, 影响温度和能源消耗量值有效溯源,下步将逐渐完善 [5] 。
3 改进措施与建议
1 )加强仪表的选型管理。 技术监督部门应参与油田数字化工程在设计、建造和验收全过程,自控仪表选用和计量方案与计量要求相抵触时, 由计量专业部门提出处理意见。在性价比相当情况下,优先选用列入油田自控仪表选型目录中的产品。
2 )加强自控仪表的校验管理。 在建设中应预留现场检验通道和电气接口, 实现自控仪表现场校准和比对,确保测量数据处于受控状态。根据自控仪表的种类和规模配备校验标准,制订校验方法,对现场应用量较大的自控仪表, 要求厂方配备相关现场标准检验装置,能够溯源至国家和行业标准体系。对石油石化专用计量器具,依据专业化特性,制订实用量值溯源方法与手段, 确保自控仪表的使用率、 准确率、完好率符合技术要求。
3 )加强自控仪表的质量管理。 一是建立专业化队伍,加强操作维护人员培训;二是保障维修资金和配件供应,保障仪表完好运行。
4 )加强自控仪表维修管理。 一是从报废仪表中筛选有价值的核心部件,如压力变送器中的模盒、智能流量计的主板等进行储备;二是组建一支会操作、有经验的专业维修队伍,实施激励机制,根据成果和绩效进行考核。
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