Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2057 ООО «Татнефть-Самара» при УПСВ-6 «Чегодайка» НГДУ «Нурлатнефть» (далее -СИКНС) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы (массового расхода) и параметров нефти сырой (далее - нефть) и вычисления массы нетто нефти при учетных операциях.
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 от СРМ, средств измерений давления, температуры и влагосодержания.
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:
- узел измерительных линий (далее - УИЛ);
- узел фильтров (далее - УФ);
- узел измерений параметров нефти (далее - УИК);
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ);
- СОИ.
УИЛ включает одну рабочую и одну контрольно-резервную измерительные линии с диаметром условного прохода (Ду) 100 мм.
Состав СОИ:
- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000 (далее - ИВК);
- шкаф СОИ;
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора СИКНС.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение массы (массового расхода) нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- вычисление массы нетто нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- измерение объемной доли воды в нефти, перепада давления на фильтрах;
- контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочего СРМ по контрольно - резервному СРМ;
- поверка и КМХ СРМ по ППУ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- автоматический и ручной отбор проб;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и вычислений, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
| № п/п | Наименование СИ | Количество | Г осреестр № |
| УФ |
| 1 | Датчик давления Метран-150 CD | 1 | 32854-13 |
| 2 | Манометр для точных измерений МТИ-1216 | 4 | 1844-63 |
| УИЛ |
| 1 | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 300 с измерительным преобразователем 2700 | 2 | 45115-10 |
| 2 | Датчик давления Метран-150 TG | 2 | 32854-13 |
| 3 | Манометр для точных измерений МТИ-1216 | 2 | 1844-63 |
| УИК |
| 1 | Влагомер поточный модели F | 1 | 46359-11 |
| Выходной коллектор |
| 1 | Датчик температуры 644 | 1 | 39539-08 |
| 2 | Датчик давления Метран-150 TG | 1 | 32854-13 |
| 3 | Манометр для точных измерений МТИ-1216 | 1 | 1844-63 |
| 4 | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 | 1 | 303-91 |
| СОИ |
| 1 | Контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000 | 2 | 15066-09 |
| 2 | Rate АРМ оператора СИКНС | 1 | - |
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 аутентификации (введением пароля) и идентификации, а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием ИВК. Уровень защиты ПО и измерительной информации по Р 50.2.0772014 - высокий.
Идентификационные данные ПО СИКНС представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | RateCalc.dll | ИВК OMNI 6000 основной | ИВК OMNI 6000 резервный |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3.1.1 | 24.75.04 | 24.75.04 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6D270DB | 9111 | 9111 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 | - | - |
| Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики СИКН | С |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Рабочая среда | нефть сырая |
| Массовый расход нефти, т/ч | от 10 до 38 |
| Избыточное давление нефти, МПа | от 0,6 до 2,5 |
| Температура нефти, °С | от 5 до 40 |
| Физико-химические свойства нефти: - плотность обезвоженной дегазированной нефти, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 - плотность пластовой воды при стандартных условиях, кг/м3, не более - объемная доля воды, % - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - вязкость кинематическая при рабочих условиях, мм /с (сОт) - содержание растворенного газа, м3/м3, не более - содержание свободного газа, %, не более - плотность растворенного газа при 20 °С и 101,325 кПа, кг/м3 - плотность свободного газа при 20 °С и 101,325 кПа, кг/м | от 900 до 930 1150 от 0 до 100 0,05 100000 от 130 до 190 0,1 0,1 от 1,1 до 1,6 от 1,1 до 1,6 |
| Пределы относительной погрешности СИКНС при измерении массы нефти, % | ±0,25 |
| Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти при применении поточного влагомера и определении массовых долей механических примесей и хлористых солей в испытательной лаборатории в обезвоженной дегазированной нефти: - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 0 % до 5 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 5 % до 10 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 10 % до 20 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 20 % до 50 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 50 % до 70 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 70 % до 85 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 85 % до 92 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 92 % до 96 % Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти при определении в испытательной лаборатории массовой доли воды в сырой нефти по ГОСТ 2477-65, массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти: - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 0,1 % до 5 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 5 % до 10 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 10 % до 20 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 20 % до 50 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 50 % до 70 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 70 % до 85 %. - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 85 % до 92 % | ±1,2 % ±1,2 % ±1,2 % ±3,1 % ±5,0 % ±14,3 % ±26,8 % ±53,3 % ±1,3 % ±1,6 % ±1,7 % ±5,0 % ±11,4 % ±27,4 % ±55,6 % |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти при определении в испытательной лаборатории массовой доли воды в сырой нефти по документу «Массовая доля отделенной воды и воды с хлористыми солями, содержащейся во взвешенном состоянии в нефти. Методика измерений в химико-аналитической лаборатории ЦШШ НГДУ «Нурлатнефть». (Свидетельство об аттестации методики измерений №01.00284-2010-110/02-2010 от 27.12.2010 г.), массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти: - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 10 % до 20 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 20 % до 50 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 50 % до 70 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 70 % до 85 %. - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 85 % до 92 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 92 % до 96 % - в диапазоне объемной доли воды в нефти от 96 % до 98 % | ±1,6 % ±2,1 % ±3,3 % ±6,6 % ±12,3 % ±24,8 % ±49,7 % |
| Режим работы СИКНС | Периодический, постоянный |
| Условия эксплуатации СИ СИКНС: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от 5 до 35 95 от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В: силовое оборудование технические средства СОИ - частота, Гц | 380, трехфазное 220, однофазное 50±1 |
| Потребляемая мощность, В А, не более | 600 |
| Г абаритные размеры, мм, не более - блок-бокса СИКНС - шкафа СОИ | 10000x3200x3000 600x1900x800 |
| Масса, кг, не более - блок-бокса СИКНС - шкафа СОИ | 10000 380 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2057 ООО «Татнефть-Самара» при УПСВ-6 «Чегодайка» НГДУ «Нурлатнефть», заводской номер 584/2014 | 1 экз. |
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2057 ООО «Татнефть-Самара» при УПСВ-6 «Чегодайка» НГДУ «Нурлатнефть». Паспорт | 1 экз. |
| МП 198-30151-2015. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2057 ООО «Татнефть-Самара» при УПСВ-6 «Чегодайка» НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки | 1 экз. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой № 2057 ООО «Татнефть-Самара» при УПСВ-6 «Чегодайка» НГДУ «Нурлатнефть». | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 198-30151-2015 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2057
ООО «Татнефть-Самара» при УПСВ-6 «Чегодайка» НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 30 июня 2015 г. Перечень основных средств поверки (эталонов):
- поверочная установка с диапазоном измерения объемного расхода, соответствующим рабочему диапазону массового расхода и пределами допускаемой относительной погрешности определения вместимости измерительного участка не более ± 0,1 % либо поверочная установка на базе преобразователей массового расхода с пределом допускаемой относительной погрешности измерения массового расхода не более ±0,11 %;
- калибратор многофункциональный MC5-R, диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения последовательности импульсов 0.9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В), погрешность ±(0,2 В + 5 % от установленного значения).
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти сырой. Методика (метод) измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Татнефть-Самара» при УПСВ-6 «Чегодайка» НГДУ «Нурлатнефть», аттестованная ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений №171-81-01.00328-2015 от 08.06.2015 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой № 2057 ООО «Татнефть-Самара» при УПСВ-6 «Чегодайка» НГДУ «Нурлатнефть»
1. ГОСТ Р 8.596 - 2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
2. Техническая документация ООО «ИМС Индастриз»
61471-15: Описание типа СИСкачать86.5 Кб