Назначение
Система измерения количества и показателей качества нефти № 818 (далее СИКН) предназначена для измерения количества (массы) и показателей качества нефти при проведении учетных операций.
Область применения - ООО «Нарьянмарнефтегаз».
Описание
СИКН реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительных преобразователей поступают на соответствующие входы измерительновычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.
СИКН состоит из измерительных каналов массы, плотности, температуры, давления, влагосодержания нефти, в состав которых входят следующие средства измерений: счетчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF 400 (per. номер 13425-06); преобразователи плотности жидкости измерительные мод. 7835 (per. номер 15644-06); термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (per. номер 22257-05) с преобразователями измерительными серии 644 к датчикам температуры (per. номер 14683-04); преобразователи давления измерительные серии 3051 (per. номер 14061-04); влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (исполнение обычное, исполнение т2) (per. номер 14557-05); контроллеры измерительные Floboss S600 (per. номер 14661-02).
В качестве рабочего эталона для поверки счетчиков-расходомеров массовых применяют установку трубопоршневую «Сапфир М» (поверочная установка), (per. номер 23520-07).
СИКН обеспечивает:
- измерение массы брутто нефти;
- измерение: давления и температуры нефти;
- измерение массовой доли воды в нефти;
- измерение плотности нефти;
- измерение расхода нефти в блоке измерений качества нефти;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- автоматизированное управление поверкой преобразователей массового расхода и вычисление результатов поверки;
- автоматизированное управление контролем метрологических характеристик преобразователей массового расхода и вычисление результатов контроля;
- вычисление массы нетто нефти.
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов.
Технические характеристики
Таблица
| Наименование | СИКН |
| 1 | 2 |
| Рабочая среда | нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002. |
| Рабочий диапазон плотности (при температуре 20°С и избыточном давлении, равным нулю), кг/м3 | от 800 до 900 |
| Вязкость кинематическая, сСт | от 3 до 30 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм2, не более | 300 |
| Давление насыщенных паров, мм рт. ст., не более | 500 |
| Содержание свободного газа, % | Отсутствует |
| Рабочий диапазон массового расхода нефти, т/ч | от 70 до 1636,5 |
| Расход нефти в БИК, mj/h | от 0,1 до 10 |
| Рабочий диапазон температуры нефти, °C | от 30 до 60 |
| Рабочий диапазон абсолютного давления нефти, МПа | от 0,3 до 1,6 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры, °C | ±0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерения давления, % | ±0,5 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерения перепада давления на фильтрах, % | ±0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения плотности, кг/м3 | ±0,3 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения объемной доли воды в нефти, % | ±0,05 |
| 1 | 2 |
| Пределы относительной погрешности вычисления массы нетто нефти, % | ±0,02 |
| Условия эксплуатации: -температура окружающей среды, °C: для первичных преобразователей для устройств СОИ -относительная влажность, %: для первичных преобразователей для устройств СОИ -атмосферное давление, кПа | от 5 до 35 от 5 до 30 до 98 до 85 от 84 до 106,7 |
| Частота источника переменного тока 380/220 В, Гц | 50 ± 1 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 18000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа в соответствии с ПР 50.2.009 наносится на маркировочную табличку «Система измерения количества и показателей качества нефти ООО «Нарьянмарнефтегаз», зав. № 24», методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН соответствует таблице 2.
Таблица 2
| № п/п | Наименование | Обозначение | Количество | Примечание |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | Система измерения количества и показателей качества нефти № 818. Зав. № 24. | | 1 шт. | |
| 2 | Система измерения количества и показателей качества нефти № 818. Паспорт. | | 1 шт. | |
| 3 | Инструкция. ГСОЕИ. Система измерения количества и показателей качества нефти № 818. Методика поверки. | | 1 шт. | |
Поверка
Поверка СИКН осуществляется в соответствии с документом «Инструкция. ГСОЕИ. Система измерения количества и показателей качества нефти № 818. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ООО «СТП» в декабре 2009 г.
Средства измерений для поверки: Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти УПВА, а также средства измерений в соответствии со следующими документами:
- ГОСТ Р 8.461 - 2006 «ГСОЕИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки»;
- МИ 1997 - 89 «Рекомендация. ГСОЕИ. Преобразователи давления измерительные.
Методика поверки»;
- МИ 2366 «ГСОЕИ. Влагомеры товарной нефти типа УДВН-1п. Методика поверки»;
- МИ 2539 - 99 «ГСОЕИ. Измерительные каналы контроллеров, измерительновычислительных, управляющих, программно-технических комплексов. Методика поверки», утвержденный ГЦИ СИ ВНИИМС;
- МИ 2816 - 2003 «Рекомендация. ГСОЕИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- «Преобразователи измерительные 248, 644, 3144Р, 3244MV. Методика поверки», разработанный и утвержденный ВНИИМС в октябре 2004 г.;
- «Рекомендация. ГСОЕИ. Контроллеры измерительные FloBoss S600. Методика поверки», утвержденный ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР в 2008 году;
- «Рекомендация. ГСОЕИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion фирмы Fisher-Rosemount. Методика поверки поверочной установкой «ВСР-М»»;
- «Рекомендация. ГСОЕИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion фирмы Fisher-Rosemount. Методика поверки».
Межповерочный интервал -1 год.
Нормативные документы
ГОСТ 2517 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».
ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСОЕИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСОЕИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ПР 50.2.009-94 «ГСОЕИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений».
МИ 2441 - 97. Рекомендация. ГСОЕИ. Испытания для целей утверждения типа измерительных систем. Общие требования.
Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденные приказом Минпромэнерго от 31.03.05. № 69;
Заключение
Тип средства измерений «Система измерения количества и показателей качества нефти № 818», зав. № 24 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.
