Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №562 ПСП "Демьянская" ОАО "Тюменнефтегаз"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 562 ПСП «Демьянская» ОАО «Тюменнефтегаз» (далее СИКН) предназначена для измерения массы нефти, соответствующей требованиям ГОСТ Р 51858-2002.

СИКН установлена на территории ПСП «Демьянская», Уватский район, Тюменской области и служит для коммерческого учета нефти, сдаваемой в систему АК «Транснефть" ОАО "Сибнефтепровод" филиалу "Тобольское управление магистральных нефтепроводов".

Вид климатического исполнения УХЛ 1 по ГОСТ 15150-69.

Описание

СИКН обеспечивает:

- измерение массы брутто нефти;

- измерение технологических параметров узла учета: давления, температуры нефти в измерительных линиях и в линии качества;

- измерение массовой доли воды в нефти;

- измерение плотности нефти;

- измерение расхода нефти в линии качества;

- управление автоматическими пробоотборниками;

- полуавтоматическое управление поверкой преобразователей массового расхода и вычисление результатов поверки;

- полуавтоматическое управление контролем метрологических характеристик преобразователей массового расхода и вычисление результатов контроля;

- вычисление массы нетто нефти.

В состав СИКН входят:

Блок измерительных линий (БИЛ), состоящий из:

двух измерительных линий (ИЛ), из которых одна резервная, оснащенных счетчиками массового расхода (далее массомеры) Micro Motion типа CMF 300 с пределом допускаемой относительной погрешности измерения массы ± 0,25 %, с запорно-регулирующей арматурой с местным и дистанционным управлением;

преобразователей измерительных фирмы "Fisher Rosemount" модели 644 с пределом измерений от 0 до +100 °C, класса точности 0,2, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Pt 100 класса допуска А по ГОСТ Р 8.625-2006;

преобразователей давления измерительных "Fisher Rosemount" модели 3051 TG с верхним пределом измерений 4,0 МПа класса точности 0,25;

датчиков давления "Метран-ЮОЕХ ДД" с верхним пределом измерений 160 кПа, класса точности 0,5;

регулятора расхода нефти типа УЭРВ.

Блок измерения показателей качества нефти (БИК), включающий:

преобразователь плотности жидкости измерительный Solartron модели 7835 с диапазоном измерений от 700 до 900 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м3;

преобразователь измерительный "Fisher Rosemount" модели 644 с пределом измерений от Одо+100 °C, класса точности 0,25, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Pt 100 класса допуска А по ГОСТ Р 8.625-2006;

счетчик нефти турбинный типа МИГ-50; предел допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов ± 2 %;

преобразователь давления измерительный "Fisher Rosemount" модели 3051TG с верхним пределом измерений 4,0 МПа класса точности 0,25;

два влагомера нефти поточных УДВН-1пм с верхним пределом измерений 2 % и пределом абсолютной погрешности ± 0,05 % (в единицах объемной доли воды);

пробозаборное устройство щелевого типа DN 150 по ГОСТ 2517-85;

автоматические пробоотборники "Стандарт-АЛ-50";

В БИК предусмотрено место и технологическая обвязка для подсоединения рабочего эталона плотности нефти.

Блок трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), включающий:

ТПУ первого разряда с диапазоном расходов от 20 до 300 м3/ч;

преобразователи давления измерительные "Fisher Rosemount" модели 305IS с верхним пределом измерений 4,0 МПа класса точности 0,25;

преобразователи измерительные "Fisher Rosemount" модели 3144Р с пределом измерений от 0до+100°С, класса точности 0,2, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Pt 100 класса допуска А по ГОСТ Р 8.625-2006;

Блок управления, включающий:

систему обработки информации на базе ИВК "Сургут-УНм" с пределом допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

вторичный блок поточного влагомера УДВН-1пм;

автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе ПК IBM класса Pentium III и программного комплекса "Сургут-УНм";

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;

Технические характеристики

Пределы измерений:

Вид измерительной системы в соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002: ИС-2.

Первичные измерительные преобразователи, ИВК и АРМ оператора соединены между собой проводными линиями связи.

Вид сигналов, передаваемых от измерительных преобразователей к ИВК:

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

- от поточных преобразователей плотности и преобразователя расхода в линии качества - частотный сигнал;

Принцип работы СИКН основан на применении прямого метода измерения массы нефти. Измерительная информация передается на ИВК. Одновременно на ИВК от вторичных приборов поточного влагомера и поточного плотномера поступают данные об объемной доле воды в нефти и плотности нефти. Данные об остальных показателях балласта (массовая доля механических примесей и хлористых солей) определяются лабораторным методом и периодически вносятся в память ИВК с клавиатуры ПЭВМ оператора. ИВК производит автоматический расчет массы брутто и нетто нефти и выдает результаты измерений на монитор ПЭВМ оператора, а также формирует отчетную документацию по формам, предусмотренным «Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти» Минпромэнерго, 2005 г.

В течение измерительного процесса СИКН контролирует параметры измеряемой нефти, степень загазованности в блоке измерительных линий.

СИКН выполнена в блочном исполнении.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист документа «Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 562 ПСП «Демьянская» ОАО «Тюменнефтегаз» методом штемпелевания.

Комплектность

Комплектность СИКН приведена в таблице

Продолжение таблицы

Поверка

Поверку СИКН осуществляют в соответствии с документом "Рекомендация. ГСП. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 562 ПСП "Демьянская". Методика поверки", согласованным ГЦИ СИ ФГУ "Тюменский ЦСМ" в июле 2007 г.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

- Магазин сопротивлений Р4831;

- Вольтметр В1-12;

- Частотомер электронно-счетный 43-38;

- Счетчик программный реверсивный Ф5264 ТУ 25-04-2271-73;

- Манометр грузопоршневой МП-60 ГОСТ 8291-83;

- Термостат с погрешностью воспроизведения температуры 0,05 °C.

- Трубопоршневая установка 1 или 2 разряда с диапазоном расходов от 10 до 100 м3/ч;

- Образцовый поточный преобразователь плотности с погрешностью измерений не более ± 0,3 кг/м3 в диапазоне плотностей 700 ... 900 кг/м3;

- Генератор импульсов Г5-54;

- Омметр цифровой с погрешностью измерения не более ± 0,01 %.

Межповерочный интервал СИКН 1 год.

Нормативные документы

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

МИ 2463-98 Массомеры "MICRO MOTION" фирмы "FISHER ROSEMOUNT". Методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки и поточного преобразователя плотности. ГНМЦ ВНИИР 1998 г.

МИ 2366-96. Рекомендация. ГСИ. Влагомеры товарной нефти типа УДВН. Методика поверки.

МИ 2403-97 Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные вибрационные "СОЛАРТРОН" типов 7830, 7835 и 7840. Методика поверки на месте эксплуатации.

Заключение

Тип системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 562 ПСП "Демьянская" ОАО "Тюменнефтегаз" утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.