Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №562 ПСП "Демьянская" ОАО "Тюменнефтегаз"
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 562 ПСП «Демьянская» ОАО «Тюменнефтегаз» (далее СИКН) предназначена для измерения массы нефти, соответствующей требованиям ГОСТ Р 51858-2002.
СИКН установлена на территории ПСП «Демьянская», Уватский район, Тюменской области и служит для коммерческого учета нефти, сдаваемой в систему АК «Транснефть" ОАО "Сибнефтепровод" филиалу "Тобольское управление магистральных нефтепроводов".
Вид климатического исполнения УХЛ 1 по ГОСТ 15150-69.
Описание
СИКН обеспечивает:
- измерение массы брутто нефти;
- измерение технологических параметров узла учета: давления, температуры нефти в измерительных линиях и в линии качества;
- измерение массовой доли воды в нефти;
- измерение плотности нефти;
- измерение расхода нефти в линии качества;
- управление автоматическими пробоотборниками;
- полуавтоматическое управление поверкой преобразователей массового расхода и вычисление результатов поверки;
- полуавтоматическое управление контролем метрологических характеристик преобразователей массового расхода и вычисление результатов контроля;
- вычисление массы нетто нефти.
В состав СИКН входят:
Блок измерительных линий (БИЛ), состоящий из:
двух измерительных линий (ИЛ), из которых одна резервная, оснащенных счетчиками массового расхода (далее массомеры) Micro Motion типа CMF 300 с пределом допускаемой относительной погрешности измерения массы ± 0,25 %, с запорно-регулирующей арматурой с местным и дистанционным управлением;
преобразователей измерительных фирмы "Fisher Rosemount" модели 644 с пределом измерений от 0 до +100 °C, класса точности 0,2, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Pt 100 класса допуска А по ГОСТ Р 8.625-2006;
преобразователей давления измерительных "Fisher Rosemount" модели 3051 TG с верхним пределом измерений 4,0 МПа класса точности 0,25;
датчиков давления "Метран-ЮОЕХ ДД" с верхним пределом измерений 160 кПа, класса точности 0,5;
регулятора расхода нефти типа УЭРВ.
Блок измерения показателей качества нефти (БИК), включающий:
преобразователь плотности жидкости измерительный Solartron модели 7835 с диапазоном измерений от 700 до 900 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м3;
преобразователь измерительный "Fisher Rosemount" модели 644 с пределом измерений от Одо+100 °C, класса точности 0,25, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Pt 100 класса допуска А по ГОСТ Р 8.625-2006;
счетчик нефти турбинный типа МИГ-50; предел допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов ± 2 %;
преобразователь давления измерительный "Fisher Rosemount" модели 3051TG с верхним пределом измерений 4,0 МПа класса точности 0,25;
два влагомера нефти поточных УДВН-1пм с верхним пределом измерений 2 % и пределом абсолютной погрешности ± 0,05 % (в единицах объемной доли воды);
пробозаборное устройство щелевого типа DN 150 по ГОСТ 2517-85;
автоматические пробоотборники "Стандарт-АЛ-50";
В БИК предусмотрено место и технологическая обвязка для подсоединения рабочего эталона плотности нефти.
Блок трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), включающий:
ТПУ первого разряда с диапазоном расходов от 20 до 300 м3/ч;
преобразователи давления измерительные "Fisher Rosemount" модели 305IS с верхним пределом измерений 4,0 МПа класса точности 0,25;
преобразователи измерительные "Fisher Rosemount" модели 3144Р с пределом измерений от 0до+100°С, класса точности 0,2, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Pt 100 класса допуска А по ГОСТ Р 8.625-2006;
Блок управления, включающий:
систему обработки информации на базе ИВК "Сургут-УНм" с пределом допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
вторичный блок поточного влагомера УДВН-1пм;
автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе ПК IBM класса Pentium III и программного комплекса "Сургут-УНм";
локальную систему автоматики вспомогательных систем: контроль и управление запорной арматурой БИЛ, БИК, ТПУ, вытяжной вентиляции, контроль загазованности помещений ТПУ, БИЛ, контроль уровня в емкостях сбора утечек и дренажа;
Технические характеристики
Пределы измерений:
| массового расхода нефти по каждой ИЛ | от 50 до 170 т/ч |
| давления | от 0,3 до 3,6 МПа |
| перепада давления (верхний предел) | до 0,16 МПа |
| температуры | от + 20 до + 50 °C |
| плотности | от 700 до 900 кг/м3 |
| объемной доли воды в нефти | до 2 % |
| Основные метрологические характеристики: | |
| Пределы допускаемой относительной погрешности: | |
| измерения массы брутто нефти | ± 0,25 % |
| измерения массы нетто нефти | ± 0,35 % |
| измерения расхода нефти в линии качества | ± 2,0 % |
| вычисления массы нетто нефти Пределы допускаемой приведенной погрешности измерения: | ± 0,02 % |
| давления | ± 0,3 % |
| перепада давления | ± 0,5 % |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения: | |
| температуры | ± 0,2 °C |
| плотности | ± 0,3 кг/м3 |
| объемной доли воды в нефти | ± 0,05 % |
| Условия эксплуатации: | |
| температура окружающего воздуха: | |
| для первичных преобразователей измерительных для блока управления | от + 5 до + 30 °C от + 15 до + 30 °C |
| относительная влажность окружающего воздуха: для первичных преобразователей измерительных для блока управления | до 98 % до 85 % |
| Режим работы Напряжение питания переменного тока | непрерывный 22о |
| Частота напряжения питания | (50 ± 1) Гц |
Вид измерительной системы в соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002: ИС-2.
Первичные измерительные преобразователи, ИВК и АРМ оператора соединены между собой проводными линиями связи.
Вид сигналов, передаваемых от измерительных преобразователей к ИВК:
-от преобразователей температуры, давления, вторичного прибора поточного влагомера - унифицированный токовый сигнал 4-20 мА;
- от поточных преобразователей плотности и преобразователя расхода в линии качества - частотный сигнал;
Принцип работы СИКН основан на применении прямого метода измерения массы нефти. Измерительная информация передается на ИВК. Одновременно на ИВК от вторичных приборов поточного влагомера и поточного плотномера поступают данные об объемной доле воды в нефти и плотности нефти. Данные об остальных показателях балласта (массовая доля механических примесей и хлористых солей) определяются лабораторным методом и периодически вносятся в память ИВК с клавиатуры ПЭВМ оператора. ИВК производит автоматический расчет массы брутто и нетто нефти и выдает результаты измерений на монитор ПЭВМ оператора, а также формирует отчетную документацию по формам, предусмотренным «Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти» Минпромэнерго, 2005 г.
В течение измерительного процесса СИКН контролирует параметры измеряемой нефти, степень загазованности в блоке измерительных линий.
СИКН выполнена в блочном исполнении.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист документа «Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 562 ПСП «Демьянская» ОАО «Тюменнефтегаз» методом штемпелевания.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице
| Наименование и тип средства измерений или оборудования, входящего в СИКН | Кол. |
| 1 | 2 |
| Блок измерительных линий | |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF-300 с пределом допускаемой относительной погрешности измерения массы ± 0,25 %, Госреестр № 13425-06 | 2 |
| Преобразователь давления измерительный "Fisher Rosemount" модели 3051 TG с верхним пределом измерений 4,0 МПа класса допуска 0,25, Госреестр № 14061-04 | 2 |
| Датчик давления "Метран-ЮОЕХ ДД" с верхним пределом измерений 160 кПа, класса точности 0,5, Госреестр № 17896-05 | 1 |
| Преобразователь измерительный фирмы "Fisher Rosemount" модели 644 с пределом измерений от 0 до +100 °C с пределом абсолютной погрешности ± 0,2 °C, Госреестр №14683-04, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Pt 100 класса допуска А по ГОСТ Р 8.625-2006 | 2 |
| Блок контроля качества нефти | |
| Влагомер нефти поточный УДВН-1пм с верхним пределом измерений 2 % и пределом абсолютной погрешности ± 0,05 % (в единицах объемной доли воды), Госреестр № 14557-05 | 2 |
| Пробозаборное устройство щелевого типа DN 150 по ГОСТ 2517-85 | 1 |
Продолжение таблицы
| 1 | 2 |
| Пробоотборник автоматический "Стандарт-АЛ-50" | |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный Solartron модели 7835 с диапазоном измерений от 700 до 900 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м3, Госреестр № 15644-06 | 2 |
| Преобразователь измерительный "Fisher Rosemount" модели 644 с пределом измерений до +100 °C, класса точности 0,2, Госреестр № 14683-04, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Pt 100 класса допуска А по ГОСТ Р 8.625-2006 | 1 |
| Преобразователь давления измерительный "Fisher Rosemount" модели 3051TG с верхним пределом измерений 4,0 МПа класса точности 0,25, Госреестр № 24116-02 | 1 |
| Счетчик нефти турбинный типа МИГ-50; предел допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов ± 2 %, Госреестр № 26676-04 | 1 |
| Блок трубопоршневой установки | |
| Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная 1 разряда с диапазоном расходов от 20 до 300 м3/ч, Госреестр № 12888-99 | 1 |
| Преобразователь давления измерительный "Fisher Rosemount" модели 305IS с верхним пределом измерений 4,0 МПа класса точности 0,25, Госреестр № 24116-04 | 1 |
| Преобразователь измерительния "Fisher Rosemount" модели 3144Р с пределом измерений от 0 до +100°С, класса точности 0,2, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Pt 100 класса допуска А по ГОСТ Р 8.625-2006 | 1 |
| Блок управления | |
| Система обработки информации на базе ИВК "Сургут-УНм" с пределом допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %, Госреестр № 25706-03 | 1 |
| Вторичный блок поточного влагомера УДВН-1пм | 2 |
| Автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе ПК IBM класса Pentium III и программного комплекса "Сургут-УНм"; | 1 |
Поверка
Поверку СИКН осуществляют в соответствии с документом "Рекомендация. ГСП. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 562 ПСП "Демьянская". Методика поверки", согласованным ГЦИ СИ ФГУ "Тюменский ЦСМ" в июле 2007 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- Магазин сопротивлений Р4831;
- Вольтметр В1-12;
- Частотомер электронно-счетный 43-38;
- Счетчик программный реверсивный Ф5264 ТУ 25-04-2271-73;
- Манометр грузопоршневой МП-60 ГОСТ 8291-83;
- Термостат с погрешностью воспроизведения температуры 0,05 °C.
- Трубопоршневая установка 1 или 2 разряда с диапазоном расходов от 10 до 100 м3/ч;
- Образцовый поточный преобразователь плотности с погрешностью измерений не более ± 0,3 кг/м3 в диапазоне плотностей 700 ... 900 кг/м3;
- Генератор импульсов Г5-54;
- Омметр цифровой с погрешностью измерения не более ± 0,01 %.
Межповерочный интервал СИКН 1 год.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 «Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»
МИ 2463-98 Массомеры "MICRO MOTION" фирмы "FISHER ROSEMOUNT". Методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки и поточного преобразователя плотности. ГНМЦ ВНИИР 1998 г.
МИ 2366-96. Рекомендация. ГСИ. Влагомеры товарной нефти типа УДВН. Методика поверки.
МИ 2403-97 Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные вибрационные "СОЛАРТРОН" типов 7830, 7835 и 7840. Методика поверки на месте эксплуатации.
Заключение
Тип системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 562 ПСП "Демьянская" ОАО "Тюменнефтегаз" утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.