Номер по Госреестру СИ: 45472-10
45472-10 Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-9 Урустамакского месторождения ОАО "Татойлгаз"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-9 Урустамак-ского месторождения ОАО «Татойлгаз» предназначена для измерений массы и параметров сырой нефти при учётно-расчётных операциях между ОАО «Татойлгаз» и ОАО «Татнефть».
Внешний вид.
Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-9 Урустамакского месторождения ОАО "Татойлгаз"
Рисунок № 1
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по системы.
эксплуатации
Поверка
Поверку системы проводят по инструкции «ГСП. Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-9 Урустамакского месторождения ОАО «Татойлгаз». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 18.06.2010 г.
Основное поверочное оборудование:
-
- передвижная поверочная установка 1 или 2 разряда по ГОСТ Р 8.510;
-
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА.
Межповерочный интервал - 1 год.
Заключение
Тип системы измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-9 Урустамакского месторождения ОАО «Татойлгаз» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.
Руково
.С. Немиров
ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ика» в г. Казань
2010 г.
Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-9 Урустамакско-го месторождения ОАО «Татойлгаз» |
Внесена в Государственный реестр средств измерений Регистрационный № <0 |
Изготовлена ЗАО «ИТОМ» (г. Ижевск) по проектной документации ЗАО «ИТОМ» (г. Ижевск). Заводской номер 01.
НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯСистема измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-9 Урустамак-ского месторождения ОАО «Татойлгаз» предназначена для измерений массы и параметров сырой нефти при учётно-расчётных операциях между ОАО «Татойлгаз» и ОАО «Татнефть».
Измерение массы сырой нефти проводится прямым методом динамических измерений.
Конструктивно система состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения параметров качества нефти (БИК) и системы обработки информации (СОИ) и изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного производства.
Блок измерительных линий состоит из одной рабочей и одной резервноконтрольной измерительных линий. В измерительных линиях установлены массовые расходомеры, входные и выходные задвижки. На выходном коллекторе БИЛ установлены первичный преобразователь объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН, индикатор фазового состояния, датчики давления и температуры с токовыми выходными сигналами, манометр, термометр и пробозаборное устройство по ГОСТ 2517.
Блок измерения параметров качества нефти состоит из автоматического и ручного пробоотборников, индикатора расхода, поточного влагомера, датчиков давления и температуры с токовым выходным сигналом, манометра, термометра.
Система обработки информации состоит из комплекса измерительновычислительного «ИМЦ-03» (рабочий и резервный) и автоматизированного рабочего места оператора «Rate АРМ оператора У УН».
Блок фильтров состоит из фильтров и средств измерения перепада давлений на них.
Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему через блок фильтров во входной коллектор блока измерительных линий. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочую или контрольнорезервную измерительные линии, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. Часть нефти через пробозаборное устройство, установленное на выходном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автоматического пробоотборника и измерение содержания воды в нефти поточным влагомером. Результаты измерений массы, температуры, давления, влагосодержания сырой нефти в виде электрических сигналов поступают в систему обработки информации. В системе обработке информации проводится обработка результатов измерений. Масса нетто сырой нефти рассчитывается как разность массы сырой нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).
При контроле метрологических характеристик массовых расходомеров, установленных в рабочей и контрольно-резервной измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через подключаемую передвижную поверочную установку. Переключение из рабочего режима в режим контроля метрологических характеристик производится с помощью задвижек, установленных в измерительных линиях.
Система обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- измерение в автоматическом режиме массы сырой нефти;
-
- измерение в автоматическом режиме параметров сырой нефти: температуры, давления, влагосодержания;
-
- поверку и контроль метрологических характеристик массовых расходомеров по передвижной поверочной установке по ГОСТ 8.510;
-
- автоматический отбор проб нефти;
-
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов за разные периоды времени, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
-
- формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об отказе системы и ее составных элементах);
-
- ввод результатов лабораторных анализов.
Система проводит вычисление и сохранение в архиве средних значений температуры, давления и содержания воды.
Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений массы нефти комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 аттестованы (свидетельство № 68209-04 от 18.08.2004 г. ФГУП ВНИИР).
Алгоритм вычислений и программа обработки результатов измерений автоматизированного рабочего места «Rate АРМ оператора УУН» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации № 341014-07 от 23.03.2007г., ФГУП ВНИИР).
Наименование |
Кол. (шт.) |
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (Госреестр № 19240-05) |
2 |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF300 (Госреестр № 13425-06) |
2 |
Влагомер нефти поточный УДВН-1пмЗ (Госреестр № 14557-05) |
1 |
Наименование |
Кол. (шт.) |
Преобразователь первичные измерительные объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН (Госреестр № 19850-04) |
1 |
Преобразователь давления измерительный 3051 TG (Госреестр № 14061-04) |
3 |
Преобразователь измерительный 644ЕН с датчиком температуры (№ 14683-04) |
2 |
Преобразователь давления измерительный 3051 CD (Госреестр № 14061-04) |
2 |
Автоматизированное рабочее место оператора «Rate АРМ оператора УУН» |
1 |
Устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517 |
1 |
Автоматический пробоотборник «Стандарт А-50» |
2 |
Ручной пробоотборник «Стандарт-Р» |
1 |
Манометр МТИ-4,0 МПа (Госреестр № 1844-63) |
6 |
Термометр ТЛ-4 (Госреестр № 1844-63) |
4 |
Счетчик нефти турбинный МИГ-40-4,0 (Госреестр № 26776-08) |
1 |
Индикатор фазового состояния ИФС-1 в-700 |
1 |
Источник бесперебойного питания с батареей |
1 комплект |
Руководство по эксплуатации |
1 |
Методика поверки |
1 |
Паспорт |
1 |
Рабочая среда
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
Диапазон измерений температуры, °C
Диапазон измерений давления, МПа
Диапазон измерений объемной доли воды, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °C
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %
нефть сырая
20-60
+5 - +40
0,6 - 4,0
0,1-30,0
±0,2
±0,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды при измерении влагомером нефти типа УДВН-1пмЗ, %
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности объемной доли воды при измерении первичным преобразователь объемной доли воды в нефти ПВ ПИП-ВСН при содержании воды в нефти до 30%, %.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании воды в нефти до 20%, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании воды в нефти до 30%, %
Электропитание:
-
- напряжение питающей сети, В
-
- частота питающей сети, Гц
Температура окружающей среды, °C
-
- блок измерительных линий
-
- блок контроля качества
-
- блок обработки информации
±1,0
±0,25
±1,0
±2,5
380/220±10%
50±1
от + 5 до +40 от + 5 до +40 от +15 до +25
фв - значение объемной доли воды в нефти измеренное ПВ УДВН-1пмЗ, %