Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 (далее - система) предназначена для измерений массы и параметров товарной нефти на приемосдаточном пункте (ПСП) "Холмогоры" УПСНиГ "Холмогорнефть" ОАО "Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз" при ее сдаче на НПС "Холмогоры" Ноябрьскому УМН ОАО "Сибнеф-тепровод".
Область применения: ЦППН-5 УПСНиГ ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз".
Описание
Измерение массы нефти проводится прямым методом динамических измерений по ГОСТ Р 8.595-2004.
Конструктивно система состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений параметров качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ) и блока обработки информации (БОИ).
Блок измерительных линий состоит из двух блоков БИЛ1 и БИЛ2, объединенных общей трубопроводной обвязкой и расположенных в разных помещениях. БИЛ1 состоит из четырех рабочих измерительных линий и одной контрольной измерительной линии.
В каждой измерительной линии установлены: массовый расходомер, датчик давления и температуры с токовым выходом, манометр, термометр, входные и выходные задвижки, регулятор расхода Samson. На выходном коллекторе блока измерительных линий установлены датчики температуры и давления с токовым выходным сигналом, манометр, термометр.
Блок измерений параметров качества нефти состоит из ручного пробоотборника и трех автоматических пробоотборников, индикатора расхода, двух поточных влагомеров, двух поточных плотномеров, преобразователей температуры и давления с токовым выходом, манометра, термометра, термостатирующего устройства.
Блок фильтров состоит из фильтров и средств измерений разности давлений на них.
Блок обработки информации состоит из четырех комплексов измерительновычислительных Octopus (БИЛ 1 укомплектован одним рабочим и одним резервным ИВК Octopus и БИЛ 2 укомплектован одним рабочим и одним резервным ИВК Octopus и двух АРМ оператора с ПО «АРМ Rate оператора» (рабочего и резервного).
Блок ТПУ состоит из стационарной трубопоршневой установки в комплекте с преобразователями температуры и давления, манометрами, термометрами и входной и выходной задвижек.
Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему через блок регуляторов давления, блок фильтров и проходит во входной коллектор блока измерительных линий. Часть нефти через щелевое пробозаборное устройство, установленное во входном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автоматического или ручного пробоотборника и измерения плотности и содержание воды в нефти. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора в зависимости от ее расхода через систему проходит через измерительные линии БИЛ1 и/или БИЛ2, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, после чего поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. В выходном коллекторе датчики температуры и давления измеряют температуру и давление нефти. Результаты измерений массы, температуры, давления, плотности, влагосодержания нефти в виде электрических сигналов поступают в блок обработки информации. В блоке обработке информации проводится обработка результатов измерений. Масса нетто нефти рассчитывается как разность массы и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).
Система обеспечивает:
измерение в автоматическом режиме массы нефти;
- измерение в автоматическом режиме параметров нефти: температуры, давления, плотности, влагосодержания;
к онтроль метрологических характеристик массовых расходомеров в рабочих измерительных линиях по массовому расходомеру в контрольной измерительной линии;
- контроль метрологических характеристик массовых расходомеров по ТПУ;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти;
- формирование, хранение и выдачу на печать оперативного, суточного, месячного отчетов и отчетов за выбранный интервал времени (2 часа, 12 часов, сутки);
- формирование паспорта качества;
- формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об отказе системы и ее составных элементах);
ввод результатов лабораторных анализов.
Система проводит вычисление и сохранение в архиве средних значений температуры, давления и содержания воды.
Технические характеристики
| Измеряемая среда | товарная нефть по ГОСТ Р 51858 |
| Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч | 300 .. | . 2400 |
| Рабочий диапазон температуры нефти, °C | +10 . | .. +40 |
| Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 | 838 . | .. 856 |
| Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт) | 5 .. | . 15 |
| Рабочий диапазон давления нефти, МПа | 0,3 . | .. 1,6 |
| Массовая доля воды, % массовые, не более | 0,5 |
| Концентрация хлористых солей, мг/дм3 | 900 |
| Массовая доля механических примесей, % массовые | 0,05 |
| Давление насыщенных паров нефти, мм.рт.ст, не более | 500 |
| Свободный газ | отсутствует |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении, % - масса брутто нефти | ±0,25 |
| - масса нетто нефти | ±0,35 |
| Электропитание: - напряжение питающей сети, В | 380/220+10% |
| - частота питающей сети, Гц | 50+1 |
| Температура окружающей среды, °C - блок измерительных линий | +5 . | ..+35 |
| - блок контроля качества | +5 . | .. +35 |
| - блок обработки информации | +15 ...+25 |
| - блок ТПУ | +5 . | ..+35 |
Комплектность
| Наименование | Кол. (шт.) |
| Комплекс измерительно - вычислительный Octopus (Госреестр № 22753-02) | 4 |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion серии ELITE CMF 400 (Госреестр № 13425-06) | 9 |
| Преобразователь дифференциального давления измерительный 3051 CD (Госреестр № 14061-04) | 4 |
| Преобразователь давления измерительный 3051 S TG (Госреестр № 14061-04 24116-08) | 12 |
| Преобразователь температуры «Fisher-Rosemount» 644 Е (Госреестр № 14683-04) | 12 |
| Влагомер нефти поточный УДВН-1пм (Госреестр № 14557-05) | 2 |
| Преобразователь дифференциального давления Метран 100 -ДД-Ех (Госреестр № 22235-01) | 2 |
| Наименование | Кол. (шт.) |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835В (Гос-реестр № 15644-06) | 2 |
| Автоматический пробоотборник "Пульсар-АШ" | 3 |
| Ручной пробоотборник | 1 |
| Пробозаборное устройство щелевого типа ЩПУ-1-700 с лубрикатором по ГОСТ 2517 (с изменением №1) | 1 |
| Манометр точных измерений МТИ 1246 (Госреестр № 1844-63) | 15 |
| Преобразователь расхода НОРД-М-40 | 1 |
| Трубопоршневая поверочная установка Daniel 550(Госреестр № 20054-06) | 1 |
| Термостатирующий цилиндр | 1 |
| АРМ Rate оператора | 2 |
| Программируемый логический контроллер Siemens 200 | 2 |
| Источник питания | 2 |
| Источник бесперебойного питания с батареей | 3 компл. |
| Методика поверки | 1 |
| Паспорт | 1 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта.
Поверка
Поверка системы проводится в соответствии с документом "Система измерений количества и показателей качества нефти № 531. Методика поверки", согласованной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 16.09.2008 г.
Основное поверочное оборудование:
- передвижная трубопоршневая поверочная установка I разряда по ГОСТ 8.510;
- оборудование для поверки поточных плотномеров по МИ 2816;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти (УПВА);
- влагомер лабораторный УДВН - 1л.
Межповерочный интервал - 1 год.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 «Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
Техническая документация ЗАО "ИПФ Вектор".
Заключение
Тип системы измерений количества и показателей качества нефти № 531 утвеп-
