Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН 512 на Ватинском ЦТП ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз",, 55316-13

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 512 на Ватинском ЦТП ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз» (далее СИКН) предназначена для измерения массы нефти при осуществлении коммерческого учета между ОАО «АК «Транснефть» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Описание

СИКН состоит из функционально объединенных блоков:

1)    Блок измерительных линий (БИЛ), который состоит из пяти измерительных линий

(ИЛ):

три рабочие, одна резервная и одна контрольно-резервная. В каждой ИЛ установлены:

-    преобразователь расхода жидкости турбинный HELIFLU TZ-N модели 200-800; регистрационный номер в реестре средств измерений 15427-06; диапазон измерений от 801 до 800 м3/ч; пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,15 %;

-    термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (Pt100); регистрационный номер в реестре средств измерений 22257-11; пределы допускаемых отклонений сопротивления ТС от НСХ ± (0,15+0,002 t), °С (где t - измеренная температура) в диапазоне температур от минус 50 до + 450 °С; комплектно с измерительным преобразователем 644Е регистрационный номер в реестре средств измерений 14683-09; калиброванный диапазон измерений от 0 до + 50 °С; предел допускаемой основной погрешности ± 0,03 %; дополнительная абсолютная погрешность от изменения температуры окружающего воздуха на 28 °С ± 0,001 %; выходной сигнал токовый (4-20) мА;

-    преобразователь давления измерительный 3051 TG; регистрационный номер в реестре средств измерений 14061-10; верхний предел измерений 5,1 МПа, пределы допускаемой

основной приведенной погрешности ± 0,15 %; выходной сигнал токовый (4-20) мА.

2)    Блок измерений показателей качества нефти (БИК). В состав БИК входят:

-    влагомер нефти поточный модели LC, регистрационный номер в реестре средств измерений 16308-02, верхний предел измерений объемной доли воды в нефти 4 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,07 %, (в единицах объемной доли воды);

-    денсиметр SARASOTA модификации FD960, регистрационный номер в реестре средств измерений 19879-06, диапазон измерений от 700 до 1500 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,35 кг/м3;

Лист № 2 Всего листов 5

-    термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (Pt100); регистрационный номер в реестре средств измерений 22257-11; пределы допускаемых отклонений сопротивления ТС от НСХ ± (0,15+0,002 t), °С (где t - измеренная температура) в диапазоне температур от минус 50 до + 450 °С; комплектно с измерительным преобразователем 644Е регистрационный номер в реестре средств измерений 14683-09; калиброванный диапазон измерений от 0 до + 50 °С; предел допускаемой основной погрешности ± 0,03 %; выходной сигнал токовый (4-20) мА;

-    преобразователь давления измерительный 3051 TG; регистрационный номер в реестре средств измерений 14061-10; верхний предел измерений 5,1 МПа, пределы допускаемой

основной приведенной погрешности ± 0,15 %; выходной сигнал токовый (4-20) мА.

3) Система сбора и обработки информации (СОИ), предназначенная для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений. В составе СОИ:

-    ИВК ИМЦ-03; регистрационный номер в реестре средств измерений 19240-11; пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы продукта ± 0,05 %;

-    Автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, оборудованное персональным компьютером и средствами отображения и печати.

Принцип действия СИКН основан на косвенном методе динамических измерений с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных HELIFLU TZ-N. Сигналы с преобразователей расхода, измерительных преобразователей давления, температуры, плотности, объемной доли воды в нефти поступают в систему обработки информации, которая принимает, обрабатывает информацию, производит вычисление, индикацию и регистрацию результатов измерений количества и показателей качества нефти.

СОИ и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:

-    вычисление объема нефти при рабочих условиях и приведение к стандартным условиям, согласно ГОСТ Р 8.595-2004, в т.ч. по каждой измерительной линии;

-    вычисление текущего значения плотности нефти при температуре и давлении в БИК;

-    приведение текущего значения плотности нефти к условиям измерения объема нефти и к стандартным условиям согласно;

-    вычисление массы нефти;

-    вычисление средневзвешенного значения плотности нефти при условиях измерения объема за отчетный период (2 часа, смена, сутки) и приведение к стандартным условиям согласно;

-    вычисление средневзвешенных значений температуры и давления для каждой измерительной линии и для СИКН в целом за отчетный период (2 часа, смена, сутки);

-    поверка ПР без нарушения процесса измерения количества и показателей качества

нефти;

-    автоматический контроль, индикация, сигнализация и регистрация выходных значений параметров нефти за установленные пределы;

-    формирование текущих отчетов, актов приема-сдачи, паспортов качества нефти, протоколов поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода;

-    контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода по контрольному;

-    вычисление массы нетто;

-    индикация и регистрация результатов измерений;

-    защита от несанкционированного доступа констант СОИ, участвующим в вычислении массы нефти, результатом поверки и КМХ ПР;

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

ИС-2.

Программное обеспечение

СИКН имеет аттестованное программное обеспечение (ПО), которое представлено встроенным прикладным ПО измерительно-вычислительного комплекса «ИМЦ-03» и аттестованным программным обеспечением автоматизированного рабочего места оператора. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) № ПО-2550-03-2011.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «С».

Диапазон измерений:

-    расхода нефти, м3/ч

от 500 до 3200 от 0,3 до 5,1 от + 5 до + 50 от 810 до 870 до 1,0

±0,25 ± 0,35 ± 0,5

± 0,2 ±0,35 0,07

от + 15 до + 25 от + 8 до + 37 от + 20 до + 25 непрерывный 50 ± 1 380±38 220±22

-    давления, МПа

-    температуры, °С

-    плотности нефти (при температуре 20 0С ), кг/м3

-    объемной доли воды в нефти, % (верхний предел)

Погрешности измерений:

Предел допускаемой относительной погрешности:

-    массы брутто нефти, %

-    массы нетто нефти, %

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерения давления, % Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения:

-    температуры, оС

-    плотности, кг/м3

-    объемной доли воды в нефти, %

Условия эксплуатации:

Температура окружающего воздуха:

-    БИЛ, оС

-    БИК, оС

-    для ИВК и АРМ оператора верхнего уровня, оС Режим работы

Напряжение питания переменного тока с частотой, Гц 3-х фазное, В Однофазное, В

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации (паспорта, инструкции по эксплуатации) типографским способом.

Комплектность

1)    Система измерений количества и показателей качества нефти, шт

2)    Инструкция по эксплуатации, экз.

3)    Методика поверки, экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 55316-13 «Инструкция ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 512 на Ватинском ЦТП ОАО «Славнефть -Мегионнефтегаз». Методика поверки», утвержденному 10 июня 2013 г. ГЦИ СИ ФБУ "Тюменский ЦСМ".

В перечень основного поверочного оборудования входят средства измерений, приведенные в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень основного поверочного оборудования

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 512 на Ватинском ЦТП ОАО «Славнефть -Мегионнефтегаз»», разработана и аттестована в декабре 2012 г. ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 512 на Ватинском ЦТП ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз»

РМГ 100-2010 Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти

Рекомендации к применению