Система измерений количества и показателей качества нефти ЗАО "НефтУс"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти (далее - СИКН) ЗАО «НефтУс», зав. № 399, предназначена для измерений массы и показателей качества перекачиваемой через неё нефти и применяется при учетно-расчетных операциях между ЗАО «НефтУс» и ОАО «Северные МН».

Описание

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти, реализованного с помощью преобразователей массового расхода. Выходные сигналы измерительных преобразователей поступают на соответствующие входы устройства обработки информации (далее - УОИ), которая преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в ней алгоритму. Для вычисления массы нетто нефти с клавиатуры персонального компьютера в УОИ вводят информацию о параметрах качества нефти, получаемую из химико-аналитической лаборатории (далее - ХАЛ).

СИКН представляет собой измерительную систему с измерительными каналами массы, давления, температуры и объёмной доли воды в нефти.

Конструктивно СИКН выполнена в блочно-модульном исполнении и включает в себя следующие функциональные блоки:

- блок фильтров - БФ;

- блок измерительных линий - БИЛ;

- блок контроля качества - БКК;

- устройство обработки информации - УОИ;

БФ предназначен для защиты оборудования от механических примесей и снабжен устройством для контроля перепада давления.

БИЛ предназначен для непрерывных измерений массы и массового расхода нефти, проходящей по измерительным линиям (далее - ИЛ). Он включает три измерительных линии, из которых две рабочих и одна - резервная. На входе БИЛ и на каждой ИЛ установлены приборы местного контроля давления и температуры.

БКК предназначен для автоматического отбора проб нефти. Предусмотрен ручной отбор проб. Контейнеры с отобранной пробой нефти поступают в ХАЛ для испытаний качественных показателей. Кроме того, в БКК входят автоматические поточные преобразователи плотности (далее - ПП) и поточные влагомеры нефти (далее - ПВ), а так же предусмотрено место для подключения напорных пикнометров и установки для определения содержания свободного газа УОСГ-100М.

УОИ предназначено для автоматического и ручного ввода информации, преобразования с помощью программного обеспечения и вывода её на автоматизированное рабочее место (далее - АРМ СИКН) оператора. УОИ построено на базе измерительновычислительного комплекса «ИМЦ-03» (далее - ИВ К), источника бесперебойного питания, искробезопсных барьеров и модулей молниезащиты по входам измерительных сигналов.

Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:

- автоматические измерения массового расхода и массы нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности;

- автоматические измерения температуры и давления нефти; в БКК - автоматические измерения плотности и объемной доли воды;

- автоматизированное вычисление массы нетто нефти в соответствии с

ГОСТ Р 8.595-2004;

- автоматический и ручной отбор проб нефти;

- автоматизированную поверку ПР по стационарной поверочной установке и ПП;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов и актов.

По пожароопасности СИКН относится к категории Б, а по взрывоопасности - к категории В-1г согласно ВНПТ-3 и СНиП2.09.002.

Технические характеристики

Диапазон измерительного канала массового расхода, т/ч.............................от 30 до 240

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массового расхода, %..............................................±

Доверительная относительная погрешность результата измерений массы нетто нефти при доверительной вероятности 0,95, %................................±

Диапазон измерительного канала плотности, кг/м3..................................от 700 до 1100

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительного канала плотности, кг/м3.............................................................................±

Диапазон измерительного канала давления, МПа .....................................от 0 до 4,0

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерительного канала давления, %......................................................................................±

Диапазон измерительного канала температуры, °C.....................................от 0 до 55

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительного канала температуры, °C

Диапазон измерительного канала объёмной доли воды, %......................от 0 до 4

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительного канала объёмной доли воды, %: - в интервале от 0 до 2 %.......................................................................................... ±

- в интервале от 2 до 4 %

Условия эксплуатации:

- диапазон температур окружающей среды, °C.....................................от -40 до +50

Электрическое питание от сети переменного тока:

- напряжение, В.................................................................... 220/380 (-15+10) %

- частота, Гц...................................................................................от 49 до 51

потребляемая мощность, кВА

Вероятность безотказной работы за 2000 часов

Средний срок службы, лет

Рабочая среда ................................................нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002

Диапазон давления, МПа....................................................................от 0,7 до 3,5

Диапазон температуры нефти, °C...........................................................от 25 до 55

Диапазон плотности нефти, кг/м3....................................................... от 780 до 870

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист Руководства по эксплуатации СИКН и на переднюю панель пульта управления УОИ.

Комплектность

Комплектность СИКН ЗАО «НефтУс», зав. № 399, приведена в таблице.

Таблица

Поверка

Поверка СИКН проводится в соответствии с методикой поверки СИКН МП 2302-016 -2009 «Система измерений количества и показателей качества нефти ЗАО «НефтУс». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» 27 октября 2009 г.

Основные средства поверки: Установка поверочная трубопоршневая Прувер «С-280-0,05» с пределами относительной погрешности ± 0,05 %, комплект эталонных напорных пикнометров с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,01 %, весы лабораторные специального класса точности по ГОСТ 24104 с НПВ 6100 г, образцовый грузопоршневой манометр 1-го разряда МП 6, калибратор температуры АТС-165 В в комплекте с эталонным термометром сопротивления STS-100 А 901 с диапазоном измерений от 0 °C до+100 °C.

Межповерочный интервал - один год.

Нормативные документы

1. ГОСТ 8.142-75 «ГСИ. Государственный первичный эталон и общесоюзная поверочная схема для средств измерений массового расхода жидкости в диапазоне от 1. Г3 до 2.103 кг/с».

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

3. Техническая документация ЗАО «НефтУс», г. Усинск.

Заключение

Тип системы измерений количества и показателей качества нефти ЗАО «НефтУс», зав. № 399, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа и метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.