Система измерений количества и показателей качества нефти на нефтеперекачивающей станции на Кальчинском месторождении. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти на нефтеперекачивающей станции на Кальчинском месторождении

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 13д от 24.12.09 п.445
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 38725
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ОАО "Нефтеавтоматика" (г. Уфа)
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти на нефтеперекачивающей станции на Кальчинском месторождении (далее - система) предназначена для измерений массы брутто нефти и показателей качества нефти при учётных операциях.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью счётчиков-расходомеров массовых (СРМ). Выходные сигналы измерительных преобразователей величин по линиям связи поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, 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.

Система состоит из шести (четырех рабочих, одного резервного и одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы брутто нефти, измерительных каналов плотности, температуры, давления, объёмной доли воды в нефти и объёмного расхода нефти в блоке измерений показателей качества нефти (далее - БИК), разности давления на фильтрах.

В состав измерительных каналов системы и системы в целом входят следующие средства измерений:

- счётчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 400 в комплекте с измерительным преобразователем 2700 (Госреестр № 13425-06);

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (Госреестр № 15644-06);

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (Госреестр № 14557-05);

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (Госреестр № 22257-05) с измерительным преобразователем 644 (Госреестр № 14683-04);

- преобразователь давления измерительный 3051 (Госреестр № 14061-04);

- датчик давления Метран-100 (Госреестр № 22235-01);

- счётчик нефти турбинный МИГ (Госреестр № 26776-08);

- линии связи*;

- контроллер измерительный FloBoss S600 (Госреестр № 38623-08), свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 1551014-06 от 12 декабря 2006 г.

- манометр для точных измерений типа МТИ (Госреестр № 1844-63);

- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (Госреестр № 303-91);

- установка трубопоршневая "Сапфир М-500" (Госреестр № 23520-07) (далее - ТПУ), предназначенная для проведения поверки и контроля метрологических характеристик СРМ.

Система обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массового расхода и массы брутто нефти;

- автоматическое измерение плотности, температуры, давления, объёмной доли воды в нефти и объёмного расхода нефти в БИК, разности давления на фильтрах;

- поверка и контроль метрологических характеристик СРМ с применением ТПУ и преобразователя плотности в автоматическом режиме;

- контроль метрологических характеристик рабочих СРМ по контрольному СРМ в автоматическом режиме;

- автоматический и ручной отбор проб;

- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей в химико-аналитической лаборатории, массовой или объемной доли воды в химико-аналитической лаборатории или объемной доли воды поточным влагомером;

- измерения температуры и давления с применением показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

- автоматизированное и ручное управление измерительными линиями;

- защита алгоритма и программы контроллера измерительного FloBoss S600 и автоматизированного рабочего места оператора от несанкционированного доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

* 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.

Технические характеристики

Основные технические характеристики системы приведены в таблице 1.

Т а б л и ц а 1

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 518582002 "Нефть. Общие технические условия"

Диапазон расхода нефти, т/ч

От 80 до 1256

Плотность при максимальной температуре нефти, кг/м3

865,7

Плотность при минимальной температуре нефти, кг/м3

892,1

Рабочее давление на входе системы, МПа

3,3

Максимальное давление на входе системы, МПа

4,0

Диапазон температуры нефти, °C

От 10 до 50

Кинематическая вязкость при максимальной температуре нефти, мм2/с (сСт)

23,2

Кинематическая вязкость при минимальной температуре нефти, мм2/с (сСт)

90,7

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительных каналов плотности, кг/м3

±0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительных каналов температуры, °C

±0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерительных каналов давления, %

±0,5

Окончание таблицы 1

Наименование характеристики

Значение характеристики

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерительных каналов объемной доли воды, %

±0,05

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала объемного расхода в БИК, %

±5,0

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

1. Единичный экземпляр системы в составе согласно руководства по эксплуатации.

2. Руководство по эксплуатации системы.

3. Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на нефтеперекачивающей станции на Кальчинском месторождении. Методика поверки"", утверждённой ФГУП "ВНИИР" в декабре 2009 г..

Поверка

Поверку системы проводят в соответствии с инструкцией "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на нефтеперекачивающей станции на Кальчинском месторождении. Методика поверки", утверждённой ФГУП "ВНИИР"", утверждённой ФГУП "ВНИИР" в декабре 2009 г..

Межповерочный интервал - 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 нефтеперекачивающей станции на Кальчинском месторождении утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.

Развернуть полное описание