Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 590 Западно-Могутлорского месторождения ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 03д2 от 29.07.10 п.150
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 40717
Примечание Взамен № 36644-07
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ЗАО "Институт Сибпроект", г. Нижневартовск
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 590 Западно-Могутлорского месторождения ОАО МПК «Аганнефтегазгеология», (далее СИКН), предназначена для измерений массы брутто и определения массы нетто нефти с учетом массы балласта, определенного по лабораторным данным с учетом показаний поточных преобразователей БИК (плотномера, влагомера, температуры, давления) при учетных операциях между ОАО МПК «Аганнефтегазгеология» и филиалом Нижневартовское УМН ОАО «Сибнефтепровод».

Описание

Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, реализованного с помощью турбинных преобразователей расхода (далее ТИР), поточных преобразователей плотности, поточных влагомеров, преобразователей давления, температуры и системы обработки информации (далее СОИ).

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлена непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов. СИКН является измерительной системой второго типа (ИС-2) в соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002.

В состав СИКН входят:

а) Блок фильтров;

б) Два блока измерительных линий.

Первый блок измерительных линий (БИЛ-1), состоит из четырех измерительных линий (три рабочих, одна контрольно-резервная).

Второй блок измерительных линий (БИЛ-2) состоит из трех рабочих измерительных линий.

Измерительные линии оснащены турбинными преобразователями расхода диаметром условного прохода 80 мм каждая. Контрольно-резервная линия оснащена лопастным преобразователем объема жидкости.

- преобразователи давления;

- платиновые термопреобразователи сопротивления в комплекте с измерительными преобразователями.

в) Блок измерения показателей качества нефти, включающий:

- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85;

- два автоматических пробоотборника;

- два поточных преобразователя плотности;

- преобразователь давления;

- платиновый термопреобразователь сопротивления в комплекте с измерительным преобразователем; ,

- турбинный преобразователь расхода для контроля расхода нефти через БИК;

- два поточных влагомера;

- устройство для ручного отбора точечных проб с диспергатором по ГОСТ 2517-85.

г) Блок трубопоршневой поверочной установки, включающий:

- стационарную трубопоршневую поверочную установку 1 разряда;

- два комплекта платиновых термопреобразователей сопротивления с измерительными преобразователями, установленные на входе и выходе калиброванного участка ТПУ;

- преобразователи давления установленные на входе и выходе ТПУ.

д) Блок управления, включающий:

- два комплекта системы обработки информации (основной и резервный), включенные по схеме «горячего» резервирования;

- автоматизированное рабочее место оператора, оборудованное персональным компьютером и средствами отображения и печати.

- два блока управления автоматическими пробоотборниками;

- 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.

Условия эксплуатации СИКН

Температура окружающего воздуха:

- для первичных измерительных преобразователей, установленных в блоке ТПУ и блоке фильтров - от минус 40 до плюс 50 °C;

- для первичных преобразователей давления и температуры, установленных в блоках измерительных линий, а также для магнитоиндукционных датчиков ТПР - от 0 до плюс 50 °C;

- для устройств, размещенных в блоке управления - от плюс 15 до плюс 35 °C.

Относительная влажность воздуха:

- для первичных измерительных преобразователей - до 98 %;

- для устройств блока управления - до 85 %.

Режим работы - непрерывный.

Электрическое питание - переменного тока частотой (50±1)Гц и действующим значением напряжения 220 В с допускаемыми отклонениями от минус 15 до+ 10%.

Основные технические и метрологические характеристики

Пределы измерений:

- давления (верхний предел)

60 кгс/см2

- температуры

от 0 до + 50 °C

- объемной доли воды в нефти (верхний предел)

2%

- расхода по каждой измерительной линии

ОТ 11 ДО 110 мЗ/ч

- расхода по СИКН

- пределы допускаемой относительной погрешности

от 11 до 550 мЗ/ч

измерения объема нефти в БИЛ

.       ±0,15%

- пределы допускаемой относительной погрешности измерения объема нефти в БИК

- пределы допускаемой приведенной погрешности

± 5,0 %

измерения давления

± 0,25 %

- пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерения температуры

±0,2 °C

- пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения объемной доли воды в нефти

- пределы допускаемой абсолютной погрешности

± 0,05 %

измерения плотности

± 0,3 кг/м3

- пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы брутто

- пределы допускаемой относительной погрешности

±0,25%

измерения массы нетто

± 0,35 %

Вид выходных сигналов, передаваемых от измерительных преобразователей в операторную:

- от турбинных преобразователей расхода, от поточных преобразователей плотности, и преобразователя расхода в линии качества - частотно- импульсный сигнал;

- от преобразователей температуры, давления, вторичного прибора поточного влагомера - унифицированный токовый сигнал 4-20 мА;

Первичные измерительные преобразователи, исполнительные устройства и аппаратура операторной соединены между собой проводными линиями связи.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист эксплуатационной документации методом штемпелевания.

Комплектность

Комплектность СИКН представлена в таблице 2.

Таблица 2

Наименование

Обозначение, тип, характеристики

Количество

Блок фильтров

Фильтр тонкой очистки

СТРОНГ

2

Блоки измерительных линий (БИЛ-1 и БИЛ-2)

Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU

TZN80-110; предел относительной погрешности ±0,15 % (Госреестр № 15427-06)

6

Преобразователь объема жидкости лопастной эталонный Smith Meter

E3-S6; предел относительной погрешности ± 0,1 % (Госреестр 23467-02)

1

Преобразователи измерительные

Сапфир-22М-Ех класс точности 0,25 (Г осреестр 11964-91)

7

Преобразователи измерительные сигналов от термопар и термометров сопротивления

dTRANS Т01 выходной сигнал 4-20 мА (Госреестр 24931-08)

7

Термопреобразователи сопротивления платиновые

тип 90, модель 2820 (Госреестр 24874-03)

7

Блок измерения показателей качества

Устройство пробозаборное щелевого типа

ГОСТ 2517-85

1

Пробоотборник автоматический

Пульсар-АП 1

2

Преобразователи плотности жидкости измерительные

Solartron модели 7835; предел абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м3 (Госреестр № 15644-06)

2

Влагомер нефти поточный

УДВН-1пм; предел абсолютной погрешности ± 0,05 % (Госреестр № 14557-05)

2

Преобразователь измерительный

Сапфир-22М-Ех класс точности 0,25 (Госреестр 11964-91)

1

Преобразователи измерительные сигналов от термопар и термометров сопротивления

dTRANS Т01 выходной сигнал 4-20 мА (Госреестр 24931-08)

1

Наименование

Обозначение, тип, характеристики

Количество

Термопреобразователь сопротивления платиновый

тип 90, модель 2820 (Госреестр 24874-03)

1

Счетчик нефти турбинный

МИГ-40-6,3 (Госреестр № 26776-08)

1

Устройство ручного отбора точечных проб с диспергатором

ГОСТ 2517-85

1

Блок трубопоршневой поверочной установки

Установка стационарная трубопоршневая поверочная

Пру вер С-0,05; предел относительной погрешности ± 0,05 %; (Госреестр № 26293-04)

1

Преобразователи измерительные

Сапфир-22М-Ех класс точности 0,25 (Госреестр 11964-91)

2

Преобразователи измерительные сигналов от термопар и термометров сопротивления

dTRANS ТО1 выходной сигнал 4-20 мА (Г осреестр 24931 -08)

2

Термопреобразователь сопротивления платиновый

тип 90, модель 2820 (Госреестр 24874-03)

2

Блок управления

Система обработки информации

Комплекс измерительно-вычислительный сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС») Госреестр №22753-2002

2

ПЭВМ

IBM-совместимый системный блок Pentium-IV с монитором, клавиатурой, принтером

1

Блок управления пробоотборником

2

Вторичный прибор влагомера нефти поточного

УДВН-1пм (Госреестр № 14557-05)

2

Поверка

Поверку СИКН осуществляют в соответствии с документом по поверке «Инструкция ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 590 Западно-Могутлорского месторождения ОАО МПК «Аганнефтегаз-геология». Методика поверки», согласованным в июне 2010 года ГЦИ СИ ФГУ «Тюменский ЦСМ».

Межповерочный интервал -1 год.

В перечень основного поверочного оборудования входят средства измерений, приведенные в таблице 3.

Таблица3

Наименование средства поверки

Технические характеристики

Установка стационарная трубопоршневая поверочная Прувер С-0,05, 1 разряда

Диапазон расходов от 10 до 100 м3 /ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % (в составе СИКН)

Преобразователь объема жидкости лопастной эталонный Smith Meter

Диапазон расходов от 10 до 98 м3 /ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,1 % (в составе СИКН)

Преобразователь измерительный

Сапфир-22М-Ех

Верхний предел измерений 60 кгс/см2, класс точности 0,25 (в составе СИКН)

Эталонный источник тока

Диапазон токов от 4 до 20 мА, класс точности 0,025

Преобразователь измерительный dTRANS Т01 с термопреобразователем сопротивления платиновым тип 90 модели 2820

Предел допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °C в диапазоне от 0 до + 50 °C (в составе СИКН)

Генератор пачки импульсов

Погрешность воспроизведения:

- числа импульсов - не более ± 1 имп. на пачку, - частоты следования импульсов - не более ±0,001 %

Частотомер электронно-счетный 43-38

Погрешность ± 1 имп

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений;

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;

Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти. Уфа. 2005;

МИ 2441-97 Рекомендация ГСИ Испытания для целей утверждения типа измерительных систем. Общие требования.

Заключение

Тип единичного экземпляра системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 590 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.

Развернуть полное описание