Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 нефтепровода «Атырау-Самара» ЛПДС «Самара» ССН Самарского РНУ (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и параметров нефти при учетно-расчетных операциях между ОАО «АК «Транснефть» и ЗАО «НКТН «КазТрансОйл».
Описание
Измерение массы нефти проводится косвенным методом динамических измерений, реализованным с помощью ультразвуковых и турбинных преобразователей расхода жидкости, преобразователя плотности жидкости и системы обработки информации.
СИКН изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.
СИКН состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), стационарной трубопоршневой поверочной установки (ТПУ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
В блоки СИКН входят следующие, основные средства измерений (номер по Госреестру):
- счетчики ультразвуковые “Altosonic 5” (№18656-04);
- счетчик нефти турбинный “МИГ-250” (№26776-08);
- влагомеры нефти поточные “УДВН-1пм” (№14557-05);
- преобразователи плотности жидкости измерительные мод. 7835 (№15644-06);
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные мод. 7829 (№15642-06);
- преобразователи давления (избыточного) измерительные модель 3051TG (№1406110);
- преобразователи давления Rosemount 1151 (№13849-04);
- датчики температуры с унифицированным выходом Rosemount 244 (№14684-06);
- контроллеры измерительные FloBoss S600 (№38623-08);
- стационарная ТПУ СФРЮ-4000-25-40.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения знаков поверки, в виде оттисков поверительных клейм или наклеек, на средства измерений, входящих в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объема нефти;
- автоматическое измерение массы брутто нефти;
- автоматическое измерение давления и температуры нефти;
- автоматическое измерение плотности нефти;
- автоматическое измерение вязкости нефти;
- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти;
- контроль метрологических характеристик рабочих счетчиков по стационарной ТПУ или контрольно-резервному счетчику;
- поверку рабочих и контрольно-резервного счетчиков по стационарной ТПУ;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) контроллеров измерительных FloBoss S600 обеспечивает регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти. ПО СИКН содержит средства обнаружения, обозначения и устранения сбоев и искажений, которые нарушают целостность результатов измерений.
Метрологически значимое ПО СИКН защищено от случайных или непреднамеренных изменений, имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений массы нефти контроллеров измерительных FloBoss S600 аттестованы (свидетельство № 1551014-06 от 12.12.2006 г. ФГУП «ВНИИР»).
Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600
| Идентификационное наименование ПО | Идентификационный номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| FSSWF-S600|S600Lite | v.2.7.0.9 | 8d54 | - |
Технические характеристики
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 640,7 до 2617,4 |
| Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч | от 760 до 3040 |
| Диапазон измерений температуры, оС | от +25 до +37 |
| Диапазон измерений давления, МПа | от 0,3 до 0,7 |
| Диапазон измерений плотности, кг/м3 | от 843,0 до 861,0 |
| Диапазон измерений вязкости, сСт | от 20 до 40 |
| Диапазон измерений объемной доли воды, % | до 1,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефти, % | ± 0,15 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, оС | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности, кг/м3 | ± 0,36 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений вязкости, % | ± 1,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Единичный экземпляр СИКН в составе: согласно Инструкции по эксплуатации СИКН.
Инструкция по эксплуатации СИКН.
Инструкция. Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 нефтепровода «Атырау-Самара» ЛПДС «Самара» ССН Самарского РНУ. Методика поверки.
Поверка
осуществляется по документу МП 48762-11 «Инструкция. Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 нефтепровода «Атырау-Самара» ЛПДС «Самара» ССН Самарского РНУ. Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавто-матика» в г. Казань, 2011 г.
Основное поверочное оборудование:
- стационарная трубопоршневая поверочная установка СФРЮ-4000-25-40;
- поверочная установка на базе эталонного мерника М1Р-1000 1-го разряда;
- другие эталонные и вспомогательные средства измерения (СИ) - в соответствии с нормативными документами (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКН.
Сведения о методах измерений
Выполнение измерений массы и показателей качества нефти производят в соответствии с методикой измерений регламентированной в документе МН 101-2010 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 719 нефтепровода «Атырау-Самара» ЛПДС «Самара»», утвержденной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеав-томатика» в 2010 г., ФР.1.29.2011.09495.
Нормативные документы
1. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением
систем измерения количества и показателей качества нефти», утвержденные приказом Минпромэнерго России от 31 марта 2005 № 69.
2. ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
3. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к мето
дикам выполнения измерений».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Испытательный центр:
Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под №30141 - 10 от 01.03.2010 г.
420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, 2а тел./факс (843) 295-30-46, 295-30-47, 295-30-96 E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru, www.nefteavtomatika.ru
