Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС-3 Вынгапу-ровского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы нефти подготовленной на установке предварительного сброса воды (УПСВ) при ее перекачке на центральный пункт сдачи нефти ЦППН №3 ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз».
Описание
Измерение массы нефти проводится прямым методом динамических измерений по ГОСТ Р 8.595.
Конструктивно система состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения параметров качества нефти (БИК) и блока обработки информации (БОИ).
Блок измерительных линий состоит из двух рабочих и одной резервно-контрольной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены:
- счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS RCCS39/IR с преобразователем RCCF31 (Госреестр № 27054-09);
- манометр показывающий МП4-У;
- входная и выходная задвижки.
В рабочих измерительных линиях дополнительно установлены фильтры.
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
- датчик давления Метран100- Ех (Госреестр № 22235-08);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06).
В блоке измерения параметров качества нефти установлены:
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-10);
- ручной пробоотборник «Стандарт-Р»;
- счетчик турбинный Норд-40 (Госреестр № 5638-02).
На выходе системы установлено устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517.
Блок обработки информации состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» (Госреестр № 43239-09).
Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему во входной коллектор блока измерительных линий. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочие измерительные линии, где проводится измерение массы нефти счетчиками-расходомерами массовыми, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. В выходном коллекторе БИЛ измеряются температура и давление нефти преобразователями температуры и давления. Часть нефти через пробозаборное устройство, установленное после выходного коллектора блока измерительных линий, поступает в блок измерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти и измерение содержания воды в нефти влагомером. Результаты измерений массы, температуры, давления, влагосодер-жания нефти в виде электрических сигналов поступают в блок обработки информации. В блоке обработке информации проводится обработка результатов измерений. Масса нетто нефти рассчитывается как разность массы брутто нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).
При контроле метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых в рабочих измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через резервно - контрольную измерительную линию. Переключение из рабочего режима в режим контроля метрологических характеристик производится с помощью задвижек, установленных в измерительных линиях.
Система обеспечивает:
- измерение в автоматическом режиме массы нефти;
- измерение в автоматическом режиме параметров нефти: температуры, давления, вла-госодержания;
- контроль метрологических характеристик рабочего счетчика-расходомера массового по контрольному счетчику-расходомеру массовому;
- отбор пробы нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы состоит из ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л».
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» предназначено для:
- обработки сигналов, поступающих от первичных преобразователей;
- преобразования результатов измерений входных сигналов в значения физических величин;
- аппроксимация характеристик измерительных преобразователей;
- контроля значений величин, звуковой сигнализации и печати сообщений о выходе измеренных и вычисленных значений за установленные пределы;
- вывода на печать оперативных, сменных, суточных отчетов, результатов измерений при поверке (контроле метрологических характеристик);
- определения и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода;
- вычисление средних значений температуры, давления и содержания воды;
- выдача информации в ПО верхнего уровня СИКН по протоколу Modbus ASCII через RS-232 интерфейс.
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» вычисляет:
- суммарный массовый расход по системе;
- массу брутто и массу нефти прошедшие через систему.
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» является встроенным программным обеспечением.
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» имеет защиты информации системой паролей.
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» имеет свидетельство № 26801-09 о метрологической аттестации программного обеспечения, выданное ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР».
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО системы
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» | ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» | 3.07 | - | - |
Технические характеристики |
| Измеряемая среда | нефть |
| Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч | от 40 до 300 |
| Рабочий диапазон температуры нефти, 0С | от +5 до +30 |
| Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 | от 770 до 840 |
| Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт) | от 3 до 10 |
| Рабочий диапазон давления нефти, МПа | от 0,02 до 0,1 |
| Объемная доля воды фв, % объемные | от 0,1 до 10 |
| Концентрация хлористых солей, мг/дм3 | от 100 до 300 |
| Массовая доля механических примесей, % массовые | до 0,05 |
| Свободный газ | отсутствует |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти при объемной доли воды в нефти фВ, % 0,1 < фв < 5 | ±0,35% |
| 5 < фв< 10 | ±0,4% |
| Электропитание: - напряжение питающей сети, В | 380/220±10% |
| - частота питающей сети, Гц | 50±1 |
| Температура окружающей среды, 0С - блок измерительных линий | от -5 до +40 |
| - блок контроля качества | от -5 до +40 |
| - блок фильтров | от -5 до +40 |
| - блок обработки информации | от +15 до +25 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
| Наименование | Кол. (шт.) |
| Система | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Паспорт | 1 |
| Комплект эксплуатационных документов на составные части | 1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с методикой поверки «Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-3 Вынгапуровского месторождения. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 21.10.2010 г.
Основные средства поверки:
- установка проливочная УПСЖ - 600/ВМ или передвижная поверочная установка 2 разряда по ГОСТ 8.510;
- установка для поверки влагомеров нефти УПВ ТУ 4318-021-25567981-2002;
- эталонный платиновый термометр сопротивления 2-го разряда;
- манометр грузопоршневой МП-60 П-разряда по ГОСТ 8291-83;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА.
Сведения и методиках (методах) измерений: Методика измерений «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-3 Вынгапуровского месторождения».
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
2. ГОСТ 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
3. ГОСТ Р 8.615-2005 Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
4. ГОСТ Р 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
5. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-3 Вынгапуровского месторождения. Методика поверки
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
