Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси Черемшанского ЦДНГ АО «Булгарнефть» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси (далее по тексту - нефти) с помощью расходомеров массовых MicroMotion модели CMF (далее по тексту - МПР). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей МПР поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» (OCTOPUS-L) (далее по тексту - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу нефти в составе нефтегазоводяной смеси по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти определяют как разность массы нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей, свободного и растворенного газов в нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров нефти (далее по тексту - БИК) и системы сбора и обработки информации (далее по тексту -СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефтегазоводяной смеси.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, рабочей измерительной линии (ИЛ) и контрольно-резервной ИЛ.
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров нефти, а также отбора проб для лабораторного контроля параметров нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной ПУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два ИВК (рабочий и резервный), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; два автоматизированных рабочих места оператора на базе ПО ПК «Rate АРМ оператора УУН» (основное и резервное) (далее по тексту
- АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.
В состав СИКНС входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -рег. №)), приведенные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Состав СИКНС_
| Наименование СИ | Рег. № |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-16 |
| Преобразователи давления измерительные Deltabar S PMD75 | 72796-18 |
| Преобразователи давления измерительные Cerabar S PMP71 | 71892-18 |
| Преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51 | 41560-09 |
| Датчики температуры ТМТ142R | 63821-16 |
| Расходомеры-счетчикы ультразвуковые OPTISONIC 3400 | 57762-14 |
| Комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» (OCTOPUS-L) | 76279-19 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-15 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 |
В состав СИКНС входят показывающие СИ давления и температуры, применяемые для контроля технологичесиких режимов работы СИКНС.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти;
- автоматическое измерение давления и температуры нефти;
- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти;
- поверка и КМХ МПР по передвижной ПУ, КМХ рабочего МПР по контрольнорезервному МПР;
- отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие 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.
Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится ударным способом на шильд-табличку блок-бокса СИКНС.
Программное обеспечение
обеспечивает реализацию функций СИКНС. Метрологически значимая часть программного обеспечения (ПО) СИКНС реализована в ИВК и АРМ оператора.
Уровень защиты ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует «среднему» 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 | RateCalc.dll | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4.1.1 | 1.000 |
| Цифровой идентификатор ПО | F0737B4F | E4430874 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | CRC32 |
Технические характеристики
Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси, т/ч | от 5 до 30 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, % | ±0,35 |
Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | смесь нефтегазоводяная |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность в рабочем диапазоне температур, кг/м3 - давление, МПа - температура, °С - объемная 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 830 до 970 от 0,1 до 3,0 от +5 до +45 5,0 0,05 16458 0,2 0,7 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц | 220±22, 380±38 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - в технологическом помещении, не менее - в блоке аппаратурном - относительная влажность при +25°С, %, не более - атмосферное давление, кПа | +5 от +15 до +30 90 от 86,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч | 25 20000 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
Знак утверждения типа наносится
на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Т а б л и ц а 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси Черемшанского ЦДНГ АО «Булгарнефть», заводской № 570 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
представлены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси Черемшанского ЦДНГ АО «Булгарнефть», ФР.1.29.2022.42545.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «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».
Правообладатель
Акционерное общество «Булгарнефть» (АО «Булгарнефть»)
Адрес: 423452, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Белоглазова, д. 26 ИНН 1644005296
86521-22: Методика поверкиСкачать5.5 Мб