Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Сковородино» нефтепровод «НПС «Сковородино» - железнодорожный комплекс перевалки нефти» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы брутто нефти и показателей качества нефти при проведении учетных операций приема нефти в резервуарный парк ж/д эстакады ООО «Энерготерминал».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью турбинных преобразователей расхода. Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей турбинных преобразователей расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нём алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и её компоненты.
Средства измерений величин, линии связи и измерительно-вычислительный комплекс в составе системы объединены в измерительные каналы.
Система состоит из трех (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов объема нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, объёмной доли воды в нефти и объёмного расхода нефти в блоке измерений показателей качества нефти.
В состав измерительных каналов системы и системы в целом входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные серии НТМ (далее -ТПР), Госреестр № 38725-08;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-04;
- датчики давления Метран-100, Госреестр №22235-08;
- термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ, Госреестр № 27129-04;
* Типы и характеристики линий связи соответствуют требованиям технической документации фирм-изготовителей средств измерений величин и обеспечивают пренебрежимо малое значение составляющих погрешности измерительных каналов величин, вносимых связующими компонентами.
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91;
- манометры деформационные образцовые с условными шкалами типа МО, Госреестр № 5768-76;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, Госреестр № 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, Госреестр № 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, Госреестр № 14557-05;
- расходомер UFM 3030, Госреестр № 32562-09;
- комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», Госреестр № 19240-05, свидетельство об аттестации алгоритмов и программы № 296014-08 (выдано ФГУП «ВНИИР» 20 марта 2008);
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, Госреестр № 20054-06 (далее - ТПУ), предназначенная для проведения поверки и контроля метрологических характеристик ТПР;
- мерники металлические образцовые 1-го разряда Mlp-500, Mlp-200, М1р-100, М1р-20, Госреестр № 5189-02.
В системе предусмотрено место для подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки 1-го разряда, предназначенной для поверки ТПУ.
Состав и технологическая схема системы обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода нефти;
- автоматическое измерение плотности, вязкости, температуры, давления, объёмного расхода нефти и объёмной доли воды в нефти в блоке измерений показателей качества нефти;
- измерение температуры и давления нефти с помощью показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;
- контроль метрологических характеристик рабочих ТПР с применением контрольного ТПР;
- поверка и контроль метрологических характеристик ТПР с применением ТПУ в автоматизированном режиме;
- поверка ГПУ с применением передвижной трубопоршневой поверочной установки 1-го разряда или мерников в автоматизированном режиме;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта (воды, механических примесей, хлористых солей);
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- защита алгоритма и программы комплекса измерительно-вычислительного «ИМЦ-03» и автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора системы от несанкционированного доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов.
Технические характеристики
О сновные технические характеристики системы приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Рабочая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Рабочий диапазон расхода нефти, mVh | От 550 до 2300 |
| Рабочий диапазон температуры нефти, °C | От минус 2 до 40 |
| Рабочий диапазон давления нефти, МПа | От 0,3 до 4,0 |
| Рабочий диапазон плотности нефти, кг/мл | От 815 до 885 |
| Массовая доля воды в нефти, %, не более | 1,0 |
| Кинематическая вязкость нефти в рабочем диапазоне температуры нефти, мм2/с (сСт) | От 5 до 30 |
| Режим работы системы | Непрерывный, автоматизированный |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительных каналов плотности, кг/м3, не более | ±0,3 |
| Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерительного канала вязкости, %, не более | ± 1,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительных каналов температуры, °C, не более | ±0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений измерительных каналов давления, %, не более | ±0,5 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерительных каналов объемной доли воды, %, не более | ±0,05 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала объемного расхода в блоке измерений показателей качества нефти, %, не более | ±5,0 |
| Условия эксплуатации системы: |
| - температура в помещениях, где установлено оборудование системы, °C | Не ниже плюс 5 |
| - относительная влажность воздуха, % | От 50 до 80 |
| Параметры электропитания: |
| - напряжение переменного тока, В | 380, 3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входят:
- единичный экземпляр системы в составе согласно инструкции по эксплуатации;
- инструкция по эксплуатации системы;
- инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Сковородино» нефтепровод «НПС «Сковородино» - железнодорожный комплекс перевалки нефти». Методика поверки».
Поверка
Поверку системы проводят в соответствии с инструкцией «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Сковородино» нефтепровод «НПС «Сковородино» - железнодорожный комплекс перевалки нефти». Методика поверки», утверждённой ФГУП «ВНИИР».
Межповерочный интервал системы составляет один год.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
Рекомендации по определению массы нефти при учётных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти.
Заключение
Тип системы измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Сковородино» нефтепровод «НПС «Сковородино» - железнодорожный комплекс перевалки нефти» утверждён с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
