Назначение
Системы измерительные «EN-FAB» для узлов учета нефти Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК) (далее - системы) предназначены для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти, вычислений массы нетто нефти, перекачиваемой по нефтетрубопроводной системе КТК.
Описание
Принцип действия систем основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с применением преобразователей объемного расхода (далее - ПР) и преобразователей плотности нефти. Выходные электрические сигналы с преобразователей поступают на соответствующие входы системы сбора и обработки информации (СОИ), которая преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в ней алгоритму как произведение объема и плотности нефти, приведенных к одним и тем же условиям. Массу нетто нефти вычисляет СОИ как разность массы брутто нефти и массы балласта (воды, механических примесей и хлористых солей).
Системы представляют собой единичные экземпляры измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока стационарной поверочной установки, узла подключения передвижной поверочной установки, СОИ, системы дренажа и системы обработки информации. Монтаж и наладка систем осуществлены непосредственно на объектах эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на системы и их компоненты.
Системы состоят из измерительных каналов объема, плотности, динамической вязкости, температуры, давления, разности давления нефти, объемной доли воды в нефти, объемного расхода, в которые входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N модели TZ50-50N (3 шт. в составе СИКН № 24-РК-А002), Госреестр № 15427-06;
- преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные моделей НТМ 6 (3 шт. в составе СИКН № 25-РК-А002), НТМ 10 (3 шт. в составе СИКН № 23-РК-А002, 8 шт. в составе СИКН № 42-РК-А510, 8 шт. в составе СИКН № 42-РК-А520), Госреестр № 38725-08;
- преобразователи расхода жидкости турбинные серии Smith Guardsman G модели K2BA, Госреестр № 12750-05;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, Госреестр № 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, Госреестр № 15642-06;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-11, с преобразователями измерительными 3144Р, Госреестр № 14683-09;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, Госреестр №14557-05;
- вычислители расхода жидкости и газа 7951, Госреестр № 15645-06;
- комплексы управляющие на базе платформы Logix, Госреестр № 42664-09;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов систем.
В состав систем входят показывающие средства измерений:
- манометры МТИ, Госреестр № 1844-63;
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-11;
- манометры показывающие МП и МПю, Госреестр № 47452-11;
- манометры деформационные с трубчатой пружиной, Госреестр № 15142-08
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 и № 3, Госреестр № 303-91.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ПР используются установки поверочные трубопоршневые двунаправленные (далее - ПУ), Госре-естр № 26780-04.
Системы обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и кинематической вязкости нефти;
- автоматическое измерение объема, температуры, давления, плотности и динамической вязкости нефти;
- измерение давления и температуры нефти с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение поверки и КМХ ПР с применением ПУ;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Технические характеристики
О сновные метрологические и технические характеристики систем приведены в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Основные метрологические и технические характеристики систем
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Рабочий диапазон расхода, т/ч | от 100 до 12700 |
Окончание таблицы 1
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Количество измерительных линий, шт. | от 3 до 8 |
| Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | от 750 до 850 |
| Рабочий диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа | от 0,1 до 3,0 |
| Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С | от 1 до 40 |
| Рабочий диапазон кинематической вязкости измеряемой среды, мм2/с | от 1 до 40 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности измеряемой среды, кг/м3 | ± 0,3 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в измеряемой среде, % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры измеряемой среды, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления измеряемой среды, % | ± 0,15 |
| Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений динамической вязкости измеряемой среды, % | ± 1,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефти, % | ± 0,15 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
| Средний срок службы систем, не менее | 10 лет |
| Параметры электропитания: |
| - напряжение переменного тока, В | 380 (3-х фазное, 50 Гц) |
| - напряжение постоянного тока, В | 24 |
| Климатические условия эксплуатации системы: |
| - температура окружающего воздуха, °С | от минус 40 до 60 |
| - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование, °С, не менее | 5 |
| - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % | от 45 до 80 |
| - относительная влажность окружающего воздуха, % | от 45 до 80 |
| - атмосферное давление, кПа | от 84 до 106 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом. При этом указывают номер свидетельства об утверждении типа системы и дату его выдачи.
Комплектность
- системы измерительные «EN-FAB» для узлов учета нефти Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК), 5 шт., заводские номера 23-РК-А002, 24-РК-А002, 25-РК-А002, 42-РК-А510, 42-РК-А520;
- инструкции по эксплуатации систем;
- инструкция «ГСИ. Системы измерительные «EN-FAB» для узлов учета нефти Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК) производства корпорации «EN-FAB, INC.», США. Методика поверки».
Поверка
Поверка осуществляется в соответствии с инструкцией «ГСИ. Системы измерительные «EN-FAB» для узлов учета нефти Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК) производства корпорации «EN-FAB, INC.», США. Методика поверки», утвержденной ФГУП ВНИИМС в декабре 2001 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная с пределами допускаемой относительной погрешности не хуже ± 0,1 %;
- установка пикнометрическая переносная с пределами допускаемой погрешности измерений плотности ± 0,15 кг/м3 в диапазоне плотности от 700 до 1100 кг/м3;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10—4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5* 108 имп.;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор давления АРС, диапазон измерений от 0 до 7 МПа, приведенная погрешность ± 0,01 %.
- манометр избыточного давления грузопоршневой МП-60, класс точности 0,02%/
Допускается применение других средств поверки утвержденных типов с аналогичными или лучшими характеристиками.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 51858-2002 «ГСИ. Нефть. Общие технические условия».
2 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
3 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
4 ГОСТ Р 8.625-2006 «ГСИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний».
5 ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».
6 ГОСТ 28498-90 «Термометры жидкостные стеклянные. Общие требования. Методы испытаний».
7 ПР 50.2.006-94 «ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений».
8 «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти».
9 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
