Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 915, зав.№01 (далее -СИКН), предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при учетных операциях по приему-сдаче нефти между ООО «Востокнефтетранс» и ООО «Спец-морнефтепорт Козьмино».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей объемного расхода, измерительных преобразователей плотности, преобразователей температуры, избыточного давления, объемной доли воды в нефти. Выходные сигналы измерительных преобразователей поступают на соответствующие входы системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), которая преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в ней алгоритму. По результатам определения массовых долей воды, хлористых солей и механических примесей рассчитывают массу балласта нефти. Массу нетто нефти рассчитывают как разность массы брутто нефти и массы балласта.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированный для конкретного объекта из компонентов серийного производства отечественного и импортного изготовления. Основными компонентами СИКН являются:
- преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные НТМ10 (Госреестр № 38725-08);
- термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (Госреестр № 27129-04);
- преобразователь давления измерительный 3051TG (Госреестр № 14061-04);
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (Госреестр № 15644-06);
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 (Госреестр № 15642-06);
- расходомер UFM 3030 (Госреестр № 32562-06);
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (Госреестр № 38648-08);
- комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» (Госреестр № 19240-05).
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (Госреестр № 303-91);
- манометр МТИ-1216 (Госреестр № 1844-63).
Для поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей объемного расхода применяют установку трубопоршневую «SYNCROTRAC» (Госреестр №28232-04) 1 разряда или преобразователь расхода жидкости турбинный геликоидный эталонный НТМ10-А11-210 заводской номер Н 0020, с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,1%.
Конструктивно СИКН выполнена в блочно-модульном исполнении и включает в себя следующие функциональные блоки:
- блок измерительных линий (БИЛ);
- блок измерения показателей качества нефти (БИК);
- блок поверочной установки (БПУ);
- узел регулирования расхода и давления (УРРД);
- система сбора и обработки информации (СОИ).
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматические измерения объема в рабочем диапазоне объемного расхода, температуры, избыточного давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;
- автоматизированное вычисление массы брутто и массы нетто нефти в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- автоматизированное измерение технологических параметров;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов и актов;
- защита алгоритма и программы измерительно-вычислительного комплекса «ИМЦ-03» от несанкционированного доступа.
По взрывопожарной и пожарной опасности по НПБ 105-03 БИЛ, БИК, БПУ относятся к категории А, УРРД - к категории Ан.
Технические характеристики
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч..................................от 1000 до 5200.
Пределы допускаемой относительной погрешности: при измерениях объемного расхода, %...................................................±0,15;
при измерениях массы брутто, %...........................................................................± 0,25;
при измерениях массы нетто, %.............................................................................±0,35.
Диапазон измерений плотности, кг/м3.............................................от 700 до 1100.
Диапазон измерений температуры, °C................................................от 5 °C до 40.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности: при измерениях плотности, кг/м3............................................................................± 0,30;
при измерениях температуры, °C.............................................................................± 0,20.
Диапазон измерений давления, МПа......................................................от 0 до 1,6.
Пределы допускаемой приведенной погрешности при измерениях давления, %....................................................................................± 0,50.
Диапазон измерений динамической вязкости, мПа с..............................от 0,5 до 100.
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности при измерениях динамической вязкости , %............................................................±1,0.
Характеристики рабочей среды:
Рабочий диапазон плотности нефти при 20° С и нулевом избыточном давлении, кг/м3............................................от 830 до 860.
Рабочий диапазон давления, МПа.....................................................от 0,3 до 1,0.
Рабочий диапазон температуры, °C.......................................................от 5 до 40.
Рабочий диапазон динамической вязкости нефти, мПа с............................от 4 до 16.
Массовая доля воды, не более, %
Массовая доля механических примесей, не более, %
Массовая концентрация хлористых солей, не более, мг/ дм3
Давление насыщенных паров, не более, кПа
Содержание свободного газа.........................................................не допускается.
Режим работы...............................................периодический, автоматизированный.
Количество измерительных линий, шт.......................5 (Три рабочих, одна резервная,
одна эталонная);
Электрическое питание от сети переменного тока: - диапазон напряжения, В..........................................от 342 до 418 или от 198 до 242;
- диапазон частоты, Гц..............................................................................от 49 до 51.
Условия эксплуатации:
- диапазон температуры окружающего воздуха, °C..........................от минус 20 до 50;
- относительная влажность воздуха при 15 °C, %, не более.....................................96;
- диапазон атмосферного давления, кПа..............................................от 84 до 106,7.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
1 СИКН.
2 Руководство по эксплуатации.
3 Методика поверки МП 2301-0096-2009 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 915».
Поверка
Поверка СИКН проводится в соответствии с методикой поверки МП 2301-0096-2009 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 915», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 12 декабря 2009 года.
Основные средства поверки:
- в соответствии с методиками поверки на средства измерений, входящие в состав СИКН.
Межповерочный интервал -один год.
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»
3 Техническая документация изготовителя.
Заключение
Тип системы измерений количества и показателей качества нефти № 915, зав. № 01, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа и метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
