Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2072 ООО «МНКТ» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и параметров нефти сырой при учетно-расчетных операциях между ООО «МНКТ» и ООО «Башнефть-Добыча».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в измерительно-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений параметров нефти сырой, системы обработки информации, узла подключения передвижной поверочной установки и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF200 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 45115-10;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (далее - 1111), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15644-06;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм1 (далее - ВП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14557-10;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14061-10;
- термопреобразователи сопротивления платиновые 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 22257-01, 22257-05 с преобразователем измерительным 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14683-00, 14683-04;
- датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 39539-08;
- счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26776-08;
- прибор УОСГ-100 СКП, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 16776-06.
В систему обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15066-04;
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора на базе программного комплекса «Cropos».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений МТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) системы разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительно-вычислительных 0MNI-6000 (далее - контроллеров). К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система контроллеров, обеспечивающая общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
К ПО верхнего уровня относится ПО АРМ оператора на базе программного комплекса «Cropos», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров системы, прием и обработку управляющих команд оператора, формирование отчетных документов.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Контроллер измерительно-вычислительный OMNI-6000 (основной) | Контроллер измерительно-вычислительный 0MNI-6000 (резервный) | АРМ оператора на базе программного комплекса «Cropos» |
| Идентификационное наименование ПО | - | - | metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже | 24.75.01 | 24.75.01 | 1.37 |
| Цифровой идентификатор ПО | EBE1 | EBE1 | DCB7D88F |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 12 до 60 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 6 % при определении массовой доли воды в сырой нефти по ГОСТ 2477-65, % | ±0,8 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая, 1 резервная) |
| Характеристики измеряемой среды: диапазон плотности сырой нефти при 15°С, кг/м плотность пластовой воды, кг/м3, не более диапазон давления, МПа диапазон кинематической вязкости, сСт диапазон температуры, °С объемная доля воды, %, не более массовая доля механических примесей, %, не более массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более содержание свободного газа, % содержание растворенного газа, м3/т | от 880 до 920 1200 от 1,4 до 4,0 от 10 до 150 от +5 до +30 6,0 0,1 1270 отсутствует отсутствует |
| Режим работы системы | периодический |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±10 220±10 50/60 |
| Потребляемая мощность, В А, не более | 30000 |
| Условия эксплуатации - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -50 до +50 до 100 при 25°C 100±5 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 15 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 10000 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2072 ООО «МНКТ» | заводской № 01 | 1 |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти сырой ООО «МНКТ» при УПС «Исанбай» | - | 1 |
| Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2072 ООО «МНКТ». Методика поверки | МП 0563-9-2017 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0563-9-2017 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2072 ООО «МНКТ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 26 апреля 2017 г. Основные средства поверки:
- поверочные установки и эталоны 1-го и 2-го разрядов по ГОСТ 8.510-2002 с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки системы во всем диапазоне измерений.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверитель-ного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой № 2072 ООО «МНКТ» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/3109-17 от 17.04.2017).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой № 2072 ООО «МНКТ»
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
![Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2072 ООО "МНКТ"](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2072 ООО "МНКТ""){kind=logo}
68586-17: Методика поверки МП 0563-9-2017Скачать3.7 Мб