Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти

«УТВЕРЖДАЮ»	«УТВЕРЖДАЮ»
Главный инженер	Главный инженер
ОАО «СИБНЕФТЕПРОВОД»	ОАО «»
«_____»______ 2005 г.	«____» _______ 2005 г.

ИНСТРУКЦИЯ

ПО  ЭКСПЛУАТАЦИИ  СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА 

И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ  

НА УУН № 914

«СОГЛАСОВАНО»

Гл. инженер ПК «Помощь»

___________ А.В. Шарапов

«___»_________ 2004 г.

1. Введение.

1.1.       Настоящая инструкция регламентирует взаимоотношения между ОАО «Сибнефтепровод» (далее – Cдающая сторона) и ОАО «АК Транснефть» (далее – Принимающая сторона) по эксплуатации, обслуживанию и проведению товарно-коммерческих операций на узле учета нефти № 914, расположенного на площадке ЛПДС «Конда».

Требования инструкции обязательны для ОАО «Сибнефтепровод», ОАО «АК Транснефть» и организации, проводящей обслуживание СИКН.

1.2.      Настоящая инструкция по эксплуатации узла учета  разработана на основании «Инструкции по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти» РД 153-39.4-042-99 и устанавливает порядок и необходимые условия определения массы брутто и нетто нефти с нормированными значениями погрешности.

1.3. Не отраженные в данной инструкции вопросы решаются на основании действующих нормативных документов ответственными представителями сдающей и принимающей стороны.

1.4. Инструкция также предусматривает эксплуатацию УУН при нарушении нормального режима работы.

1.5. Измеряемая нефть должна соответствовать по степени подготовки требованиям ГОСТ Р 51858-2002.

2 Общие сведения

2.1.1 СИКН №914 ЛПДС «Конда» предназначена для автоматизированного измерения количества и физико-химических показателей качества нефти с пределом относительной погрешности измерений согласно ГОСТ 26976-86 и РД 153-39.4-042-99 при проведении операции приема-сдачи товарной нефти.

2.1.2 Количество нефти определяется  в единицах массы в соответствии с ГОСТ 26976-86, РД 153-39.4-042-99 и типовыми требованиями ОАО АК «Транснефть» от 02 марта 1999г.

2.1.3 СИКН устанавливается на площадке ЛПДС «Конда» между подпорными и магистральными насосами.

2.1.4 Технологическая часть СИКН размещается в здании размерами 30000х18000х6000 мм.

2.1.5 Приборные шкафы систем автоматизации СИКН и рабочие места операторов размещаются  в операторной, расположенной в отдельном здании.                               

2.2 Основные технические данные

2.2.1 Характеристика рабочей среды

3.1.1 Рабочая среда - товарная нефть, соответствующая требованиям ГОСТ Р51858-2002, имеющая физико-химические показатели, указанные в таблице 1.

Таблица 1 – Показатели нефти

Наименование показателя	Значение показателя
1 Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт)	от 10 до 40
2 Плотность, кг/м3	от 850 до 877
3 Температура, °С	от 7 до 30
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.)	53,3 (400)
5 Массовая доля воды, %, не более	0,25
6 Концентрация хлористых солей, мг/дм3	25
7 Массовая доля серы, %	1,15
8 Массовая доля парафина, %	3
9 Массовая доля сероводорода, млн-1 (ррm)
10 Содержание свободного газа	Не допускается

2.2.2 Основные технические характеристики СИКН

2.2.2.1 Значения основных параметров режима работы СИКН соответствуют приведенным в таблице 2.

Таблица 2 – Основные параметры режима работы СИКН

Наименование характеристики	Значение характеристики
1 Расход нефти через СИКН, м3/час	от 4 000 до 10 000
2 Давление нефти, МПа - рабочее - минимальное - максимальное	от 0,7 до 1,2 0,25 2,5
3 Суммарные потери давления на СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа - в рабочем режиме, не более - в режиме поверки, не более	0,2 0,4 0,4
4 Режим работы СИКН	Непрерывный
5 Электроснабжение	380 В, 3-х фазное, 50 Гц 220±22 В, 50 Гц
6 Класс взрывоопасной зоны по ПУЭ	В-1а
7 Категория и группа взрывоопасной смеси по ГОСТ 12.1.011-78	IIa Т3

2.2.2.2. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

- массы брутто нефти, %  …………………………….. ±0,25;

- массы нетто нефти, %  ……………………………… ±0,35

2.2.3 Обеспечение единства измерений

2.2.3.1 Для обеспечения пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти, указанных в п.3.2.2 погрешность средств измерений, входящих в состав СИКН, не должны превышать пределов, указанных в таблице 3.

Таблица 3.

Наименование	Значение
1 Поточные преобразователи плотности с погрешностью, % (кг/м3), не более	± 0,03 (0,3)
2 Поточный влагомер нефти с абсолютной погрешностью, %, не более	± 0,1
3 Расходомеры турбинные геликоидные мультивязкостные с допускаемой относительной погрешностью, %, не более	± 0,15
4 Преобразователи давления с основной погрешностью %, не более	± 0,5
5 Преобразователи температуры с абсолютной погрешностью, °С, не более	± 0,2
6 Манометры  с классом точности, не ниже	0,6
7 Термометры стеклянные с ценой деления, °С	0,1

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

- объем                              - м³

- масса                               - т

- расход                             - м³/ч

2.2.3.3 В СИКН используются средства измерений, типы которых утверждены, или прошедшие метрологическую аттестацию и допущенные к применению в установленном порядке.

2.2.3.4 Все средства измерений, входящие в состав СИКН, проходят периодическую поверку не реже 1 раза в год в соответствие с методиками поверки. Преобразователи расхода поверяются по ТПУ на месте эксплуатации не реже 1 раза в год. Контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода в межповерочном интервале осуществляется по контрольному объемному счетчику.

2.2.3.5 Стационарная ТПУ поверяется 1 раз в 2 года по ТПУ 1-го разряда или по УПК ТПУ.

2.2.4 Функции, выполняемые СИКН

2.2.4.1 СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- измерение в автоматическом режиме:

а) расхода при рабочих температуре и давлении по каждой измерительной линии и в целом по БИЛ;

б) плотности при рабочих температуре и давлении нефти;

в) объемной доли воды;

г) давления;

д) температуры.

- вычисление количества перекачиваемой нефти за 2 часа, смену, сутки, с начала партии нефти:

а) расчет средних значений плотности при рабочих условиях и при стандартных условиях;

б) расчет средних значений объемной доли воды;