Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой №2050 при ЦСП «Ямурзино» НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы и параметров сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти.
Описание
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ).
Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам (далее - ИК) от преобразователей массы, давления, температуры.
Массу нетто сырой нефти определяют как разность массы сырой нефти и массы балласта.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКНС входят:
- счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (Госреестр № 42953-15);
- датчик давления Метран-150ТС3 (Госреестр № 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-274 (Госреестр № 21968-11);
СОИ СИКНС:
- комплекс измерительно-вычислительный расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (Госреестр № 52866-13);
- преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) KCD2-STC-Ex1 (Госреестр №22153-14).
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих функций:
- измерение массы сырой нефти;
- вычисление массы нетто сырой нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры сырой нефти;
- автоматический контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- автоматический КМХ и поверка СРМ по передвижной поверочной установке;
- автоматический и ручной отбор проб по ГОСТ 2517-2012;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и
обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий.
Уровень защиты ПО и измерительной информации - высокий по Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Abak.bex |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 4069091340 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
| Другие идентификационные данные | ПО «АБАК+» |
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКНС, в том числе показатели точности, представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики СИКНС
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | сырая нефть |
| Избыточное давление нефти, МПа | от 0,2 до 4,0 |
| Температура нефти, °С | от плюс 5 до плюс 45 |
| Массовый расход нефти, т/ч | от 20 до 180 |
| Физико-химические свойства нефти: - плотность сырой нефти при 20°С, кг/м - плотность обезвоженной дегазированной нефти при 20°С, кг/м3 - массовая (объемная) доля воды, %, не более - вязкость кинематическая, мм2/с, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - объемная доля свободного газа, % - содержание растворенного газа, м3/м3, не более - плотность растворенного газа при 20°С и 0,101325 МПа, кг/м3, не более | от 870 до 930 от 870 до 910 10 (9,3) 120 0,1 10000 не допускается 10 2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нетто сырой нефти, %: - при объемной доле воды до 2 % - при объемной доле воды свыше 2 до 5 % - при объемной доле воды свыше 5 до 10 % | ±0,35 ±0,57 ±1,1 |
| Режим работы СИКНС | периодический |
| Наименование характеристики | Значение |
| Условия эксплуатации СИ СИКНС: - температура окружающей среды в месте установки преобразователей массы, температуры и давления, °С - температура окружающей среды в месте установки СОИ, °С | от минус 40 до плюс 50 от плюс 5 до плюс 40 |
| - относительная влажность, %, не более | 95 |
| - атмосферное давление, кПа | от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - номинальное напряжение, В: - частота, Гц | 220, однофазное 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВ • А, не более | 25 |
| Г абаритные размеры, мм, не более | 10000x5200x2000 |
| Масса, кг, не более | 4000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой №2050 при ЦСП «Ямурзино» НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть», заводской № 4013 | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой №2050 при ЦСП «Ямурзино» НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть». Паспорт | 1 экз. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой №2050 при ЦСП «Ямурзино» НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть | 1 экз. |
| МП 2112/2-311229-2015Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой №2050 при ЦСП «Ямурзино» НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть». Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 2112/2-311229-2015 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой №2050 при ЦСП «Ямурзино» НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть». Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 21 декабря 2015 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- калибратор многофункциональный MC5-R-IS: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения частотных сигналов прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
«Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой №2050 при ЦСП «Ямурзино» НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1612/1-375-311459-2015.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой №2050 при ЦСП «Ямурзино» НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть»
1. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
2. ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
63903-16: Методика поверки МП 2112/2-311229-2015Скачать508.4 Кб