Другие предметы \ Технические измерения и приборы

Система измерений количества и показателей качества нефти: Пояснительная записка, страница 3

3.3.2 Погрешность СИ, входящих в состав СИКН, соответствует требованиям  «Рекомендаций по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества  и показателей качества нефти». Значения погрешности используемых СИ приведены в таблице 3.

Таблица 3.

Номер строки

Наименование СИ

Значение

погрешности

1

Счетчик-расходомер массовый RHM80 (Rheonik), с относительной погрешностью, %, не более, в заданном диапазоне расходов

±0,2

2

Преобразователь плотности жидкости измерительный Solartron 7835ВА, пределы абсолютной погрешности, кг/м3, не более

±0, 3

3

Влагомер нефти поточный УДВН - 1пм, в диапазоне влагосодержания 0 – 2%, основная абсолютная погрешностью, %, не более

± 0,05

4

Преобразователь избыточного давления измерительный EJX530A (Yokogawa), с приведенной погрешностью, %, не более

± 0,5

5

Преобразователь измерительный с датчиком температуры 644Н (Fisher Rozemount), с абсолютной погрешностью, °С, не более

± 0,2

6

Манометр МТИ-1246-6,3МПа -0,6, с классом точности

0,6

7

Термометр стеклянный ТЛ-4 №2 с ценой деления, °С

0,1

8

Серомер мод. SPECTRO 682Т-НР, с относительной погрешностью, %, не более

1

3.3.3 Вводимые, измеряемые и расчетные параметры в СИКН представлены в следующих единицах измерений:

объем                      - м3;

масса                       - т;

расход массовый    - т/ч;

расход объемный   - м3/ч;

давление                 - МПа, (кгс/см2);

размерности других параметров        - аналогично данным, приведенным в п.п.3.1.1 и 3.2.1

3.3.4 Все средства измерений, входящие в состав СИКН, проходят периодическую поверку не реже 1 раза в год в соответствии с методиками поверки. Поверка и контроль метрологических характеристик (МХ) счетчиков-расходомеров массовых (СРМ) проводится по стационарной ТПУ «Сапфир М»-300-6,3 с использованием плотномера.

3.3.5 Стационарная ТПУ поверяется по образцовому мернику 1-го разряда, либо по передвижной (образцовой) ТПУ 1-го разряда 1 раз в 2 года.

3.3.6 Преобразователь плотности поверяется по измерительному ком­плекту металлических напорных пикнометров на месте эксплуатации не реже 1 раза в год в соответствии с методикой поверки МИ 2153-91.

4 Функции выполняемые СИКН

4.1 СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-  измерение массы нефти;

-  отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517;

-  поверку счетчиков-расходомеров массовых (СРМ) на месте эксплуатации – по ТПУ, с использованием показаний плотномера;

-  контроль метрологических характеристик средств измерений (СИ).

Кроме того СИКН обеспечивает измерение:

-  плотности при рабочих температуре и давлении нефти;

- объемной доли воды;

- давления нефти в трубопроводах СИКН;

-  температуры нефти.

Особой функцией данной СИКН является регулирование расхода нефти через СИКН (расхода нефти через ПСН напорного нефтепровода Нижне-Шапшинской группы месторождений компании «Аки-Отыр») в зависимости от содержания серы в нефти, транспортируемой по магистральному нефтепроводу «Холмогоры-Клин». В обеспечение этой функции СИКН выполняет также измерение содержания серы в магистральном нефтепроводе Холмогоры-Клин ниже точки подключения нефтепровода объектов нефтедобычи ОАО «НАК «Аки-Отыр».

4.2 СИКН обеспечивает выполнение следующих функций управления и контроля:

- включение-выключение измерительных линий (отключение – дистанционно, включение - местно);

-  автоматизированное регулирование расхода нефти через СИКН (в том числе – установление расчетных режимов расхода при поверке СРМ по ТПУ);

-  регулирование расхода нефти через СИКН в зависимости от содержания серы в магистральном нефтепроводе ниже точки врезки нефтепровода «Аки-Отыр» в пределах 10-224м3/ч (на первом этапе эксплуатации 10-65 м3/ч) ;

Примечание: перекрытие потока нефти на входе напорного нефтепровода Шапшинской группы месторождений в магистральный нефтепровод по сигналу о превышении допустимого предела содержания серы в магистральном нефтепроводе, либо по команде диспетчера, обеспечивается запорной арматурой ПСН (по рабочему проекту ЗАО «Институт «Нефтегазпроект»).

- ручное регулирование расхода нефти через БИК для обеспечения определенного соотношения расходов потока в трубопроводе СИКН в месте отбора пробы и в трубопроводе БИК (по условию изокинетичности);

- автоматический отбор объединенной пробы в сменные контейнеры, ручной отбор точечной пробы;

-  местный контроль герметичности запорной арматуры, через которую недопустимы протечки;

-    проведение  периодической поверки ТПУ по  УПК ТПУ (с помощью образцового мерника  1-го разряда), либо по передвижной ТПУ 1-го разряда;     

-    местный контроль перепада давления на фильтрах;

-  дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов (исходя из технологической необходимости) и их заполнение нефтью без остатков воздуха.

4.3   СИКН обеспечивает также:

-определение и контроль метрологических характеристик оборудования

-   формирование отчетных документов за смену, сутки, месяц;

- создание и ведение архивов отчетов с возможностью просмотра;

- передачу данных на верхний уровень и в сети заказчика, а также принимающей стороны;

-  оповещение персонала о нарушениях технологического режима и аварийных ситуациях (загазованность, пожар), вывод сообщения на экран, подача звукового сигнала, вывод на печать;

-  ведение и хранение регистраций в журнале событий.

Выполнение этих функций осуществляется средствами СОИ СИКН. Более подробно функции СИКН описаны в разделе 7.2.

5 Состав СИКН

5.1 В состоянии поставки СИКН как вид изделия (по ГОСТ 2.101-68) представляет собой комплекс, включающий в себя:

Скачать файл