Системы измерительные для узлов учета нефти Каспийского трубопроводного Консорциума (КТК) EN-FAB

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

Окончание таблицы 1

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».