Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси АО «Татнефтепром» на ПСП «Шешма» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для автоматического определения количества и параметров нефтегазоводяной смеси, при взаимных расчетах между поставщиком и потребителем.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси с помощью счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модели CMF (далее по тексту - МПР). Выходные электрические сигналы МПР поступают на соответствующие входы контроллера измерительно-вычислительного OMNI 3000/6000 (далее по тексту - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси по реализованному в нем алгоритму. Часть средств измерений (СИ) СИКНС формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК) , метрологические характеристики которых определяются комплектным методом. Массу нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси определяют как разность массы нефтегазоводяной смеси и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей, механических примесей, растворенного и свободного газов в нефтегазоводяной смеси.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий (одна рабочая измерительная линия (ИЛ), одна контрольно-резервная ИЛ), блока измерений параметров нефтегазоводяной смеси, узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ) и системы сбора и обработки информации.
В состав СИКНС входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном
| информационном фонде по обеспечению единства измерений регистрационный №)), приведенный в таблице 1. Т а б л и ц а 1 - Состав СИКНС | (далее по тексту - |
| Наименование СИ | Регистрационный № |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF | 13425-01 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-05 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-99 |
| Преобразователи давления измерительные 2088 | 16825-02 |
| Наименование СИ | Регистрационный № |
| Расходомеры UFM 3030 | 32562-09 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-11 |
| Контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 3000/6000 | 15066-09 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| Манометры для точных измерений типа МТИ | 1844-63 |
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефтегазоводяной смеси в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси (%);
- вычисление массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей, механических примесей, растворенного и свободного газов в нефтегазоводяной смеси;
- поверку и контроль метрологических характеристик (КМХ) МПР по ПУ, КМХ МПР, установленого на рабочей ИЛ, по МПР, установленному на контрольно-резервной ИЛ;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефтегазоводяной смеси, паспортов качества нефтегазоводяной смеси;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Программное обеспечение
СИКНС реализовано в ИВК и автоматизированном рабочем месте оператора на базе программного комплекса АРМ оператора «Кристалл» (далее по тексту - АРМ оператора). Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) СИКНС приведены в таблице 2.
Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | CalcOil.dll | CalcPov.dll | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1 | 1.1.0 | 24.75.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | E4FFC1CE | 2FB7838A | EB23 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | - |
Технические характеристики
Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 20 до 50 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении влагосодержания поточным влагомером УДВН-1пм, % | ±0,40 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении массовой доли воды в лаборатории, % | ±1,00 |
Т а б л и ц а 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик_
| Номер ИК | Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Состав И | К | Диапазон измерений, т/ч | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторич ная часть |
| 1, 2 | ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси | 2 (ИЛ 1, ИЛ 2) | МПР | ИВК | от 20 до 50 | ±0,251) (±0,202)) |
| 1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений ИК массы и массового расхода в диапазоне расходов. 2) Пределы допускаемой относительной погрешности измерений ИК массы и массового расхода в точках диапазона расхода для ИК с МПР, применяемым в качестве контрольно-резервного. |
Т а б л и ц а 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | смесь нефтегазоводяная |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3 - давление, МПа - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание свободного газа, %, не более - содержание растворенного газа, м3/м3, не более | от 860 до 950 от 0,2 до 2,0 от 0 до +45 10 0,05 11000 0,1 1,2 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38, 220±22 50±0,4 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от +5 до +30 80 от 84,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, час | 10 20000 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
Комплектность
Т а б л и ц а 6 - Комплектность СИ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси АО «Татнефтепром» на ПСП «Шешма», зав. № 96 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0587-21 МП | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
представлены в документе МН 669 - 2016 «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой АО «Татнефтепром» на ПСП «Шешма», ФР.1.29.2016.25234.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси АО «Татнефтепром» на ПСП «Шешма»
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
82869-21: Методика поверки НА.ГНМЦ.0587-21 МПСкачать14.8 Мб