Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 резервная нефтепровода "Атырау-Самара" ЛПДС "Самара" ССН Самарского РНУ

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 резервная нефтепровода «Атырау-Самара» ЛПДС «Самара» ССН Самарского РНУ (далее - РСИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти при учетно-расчетных операциях между ОАО «АК «Транснефть» и ЗАО «НКТН «КазТрансОйл».

Описание

Измерение массы нефти проводится косвенным методом динамических измерений, реализованным с помощью ультразвукового преобразователя расхода жидкости, преобразователя плотности жидкости и системы обработки информации.

РСИКН изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка РСИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией РСИКН и эксплуатационными документами её составляющих.

РСИКН состоит из измерительной линии (ИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура РСИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

В блоки РСИКН входят следующие, основные средства измерений (номер по Госрее-стру):

- преобразователь расхода ультразвуковой “Daniel” мод. 3804 (№38665-08);

- влагомеры нефти поточные “УДВН-1пм” (№14557-05);

- преобразователи плотности жидкости измерительные мод. 7835 (№15644-06);

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные мод. 7829 (№15642-06);

- преобразователи давления (избыточного) измерительный модель 3051TG (№1406110);

- датчики температуры с унифицированным выходом Rosemount 244Е (№14684-06);

- контроллеры измерительные FloBoss S600 (№38623-08).

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения знаков поверки, в виде оттисков поверительных клейм или наклеек, на средства измерений, входящих в состав РСИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

РСИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение объема нефти;

- автоматическое измерение массы брутто нефти;

- автоматическое измерение давления и температуры нефти;

- автоматическое измерение плотности нефти;

- автоматическое измерение вязкости нефти;

- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти;

- ручной отбор пробы нефти;

- контроль метрологических характеристик рабочего преобразователя расхода по стационарной трубопоршневой поверочной установке (далее - ТПУ);

- поверку рабочего преобразователя расхода по стационарной ТПУ;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) контроллеров измерительных FloBoss S600 обеспечивает регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти. ПО РСИКН содержит средства обнаружения, обозначения и устранения сбоев и искажений, которые нарушают целостность результатов измерений.

Метрологически значимое ПО РСИКН защищено от случайных или непреднамеренных изменений, имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений массы нефти контроллеров измерительных FloBoss S600 аттестованы (свидетельство № 1551014-06 от 12.12.2006 г. ФГУП «ВНИИР»).

Технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист Инструкции по эксплуатации РСИКН типографским способом.

Комплектность

Единичный экземпляр РСИКН в составе: согласно Инструкции по эксплуатации РСИКН.

Инструкция по эксплуатации РСИКН.

Инструкция. Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 719 нефтепровода «Атырау-Самара» ЛПДС «Самара» ССН Самарского РНУ. Методика поверки.

Поверка

осуществляется по документу МП 49028-12 «Инструкция. Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 резервная нефтепровода «Атырау-Самара» ЛПДС «Самара» ССН Самарского РНУ. Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань, 2011 г.

Основное поверочное оборудование:

- стационарная трубопоршневая поверочная установка СФРЮ-4000-25-40;

- поверочная установка на базе эталонного мерника М1Р-1000 1-го разряда;

- другие эталонные и вспомогательные средства измерения (СИ) - в соответствии с нормативными документами (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав РСИКН.

Сведения о методах измерений

Выполнение измерений массы и параметров качества нефти производят в соответствии с методикой выполнения измерений регламентированной в документе МН 101-2010 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 719 нефтепровода «Атырау-Самара» ЛПДС «Самара» резервной», утвержденной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» 20.12.2010 г. ФР.1.29.2011.09495.

Нормативные документы

1. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением

систем измерения количества и показателей качества нефти», утвержденные приказом Минпромэнерго России от 31 марта 2005 № 69.

2. ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений

объема и массы жидкости».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Испытательный центр: Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под №30141 - 10 от 01.03.2010 г.

420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, 2а тел./факс (843) 295-30-46, 295-30-47, 295-30-96 E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru, www.nefteavtomatika.ru