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

Основные
Тип Нет данных
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