Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке подготовки нефти (УПН) "Баган". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке подготовки нефти (УПН) "Баган"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Баган» (далее по тексту - система) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров сырой нефти на выходе с УПН «Баган» поступающей в нефтепровод «УПН Баган-ПСН Г оловные».

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 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, скомплектованный из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока контроля параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и системы сбора и обработки информации.

Система состоит из трех (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, плотности сырой нефти, объемного расхода в блоке контроля параметров нефти сырой, в которые входят следующие средства измерений:

-    расходомеры массовые Promass 83F, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15201-11;

-    влагомер влагомер поточный УДВН-1пм2, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под№ 14557-15;

-    датчики давления Метран-150, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 32854-13;

-    преобразователи температуры Метран-286, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 23410-13;

-    преобразователь плотности и расхода CDM, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 63515-16;

-    счетчик нефти турбинный МИГ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26776-08.

В систему сбора и обработки информации системы входят:

-    контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15066-09;

-    автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-11;

- термометры лабораторные стеклянные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 4661-91.

Программное обеспечение

Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (ПО), реализованное в контроллерах измерительно-вычислительных OMNI 6000 (основном и резервном), сведения о которых приведены в таблице 1.

Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Контроллер измерительновычислительный OMNI-6000 (основной)

Контроллер измерительновычислительный OMNI-6000 (резервный

Идентификационное наименование ПО

-

-

Номер версии (идентификационный номер) ПО

24.75.10

24.75.10

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

64E0

64E0

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений расхода рабочей среды, т/ч

от 150 до 700

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %

-    при измерении массы нетто сырой нефти при объемной доле воды в сырой нефти от 0 до 5 %

-    при измерении массы нетто сырой нефти при объемной доле воды в сырой нефти от 5 до 10 %

±0,35

±0,40

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефть сырая

Диапазон плотности нефти, кг/м3

от 845 до 880

Плотность пластовой воды при +20 °С, кг/м3

1064

Кинематическая вязкость нефти, мм /с (сСт)

- при +50 °С

10

- при +20 °С

35

Массовая доля воды в сырой нефти, %, не более

10

Диапазон температуры сырой нефти, °С

от +30 до +60

Диапазон избыточного давления, МПа

от 0,45 до 6,30

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

1000

Содержание свободного газа, %

отсутствует

Наименование характеристики

Значение

Потребляемая мощность, кВт, не более

12,88

Параметры электрического питания:

-    напряжение переменного тока, В

-    частота переменного тока, Гц

380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1

Условия эксплуатации

-    температура окружающего воздуха, °С

-    относительная влажность, %

-    атмосферное давление, кПа

от -60 до +40 до 100 100±5

Средний срок службы, год, не менее

20

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Баган»

заводской № 03-17

1

Руководство по эксплуатации

СИКНС 03-17.00 РЭ

1

Паспорт

СИКНС 03-17.00 ПС

1

Методика поверки

МП 0847-9-2018

1

Поверка

осуществляется по документу МП 0847-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Баган». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 17.07.2018 г.

Основные средства поверки:

-    эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1% в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018 № 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»;

-    средства поверки в соответствии с методикой поверки системы.

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

приведены в документе « ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Баган» ООО «РН-Северная нефть» (свидетельство об аттестации методики измерений № 2209/1-224-311459-2017 от 22.09.2017).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Баган»

Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 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

Развернуть полное описание