Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» предназначена для измерения массы сырой нефти при оперативном учете и приемо-сдаточных операциях между ООО «Динью» и ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».
Описание
Принцип действия системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти, реализованного с помощью счетчиков-расходомеров массовых.
Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» осуществлена непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документации и эксплуатационными документами её компонентов.
Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» состоит из следующих средств измерений:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF200 с вторичным преобразователем модели 2700 с диапазоном измерений от 9,0 до 40,0 т/ч и пределом допускаемой относительной погрешности измерений массы для рабочей и резервной ИЛ не более ± 0,25%, для контрольной ИЛ не более ± 0,20% (номер Госреестра № 13425-01);
- преобразователь давления измерительный 3051 TG3 с диапазоном измерений от 0 до 45 кгс/см2 и пределом допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 % (номер Госреестра № 14061-04);
- преобразователь температуры фирмы Fisher Rosemount 644H с сенсором 0065 с диапазоном измерений от 0 до 80 °С и пределом допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2°С (номер Госреестра 14683-00);
- манометр МТИ 1246 с диапазоном измерений от 0 до 60 кгс/см2 и классом точности 0,6 (номер Госреестра № 26803-06);
- термометр стеклянные для испытаний нефтепродуктов ТИН с диапазоном измерений от 0 до 50 °С и пределом допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,1°С (номер Гос-реестра № 11620-93).
- счетчик жидкости турбинный PTF040 с диапазоном измерений от 1,5 до 45 м3/ч и пределом допускаемой относительной погрешности измерений объема не более ± 2,0 % (номер Госреестра № 11735-06);
- преобразователь первичный измерительный объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН с диапазоном измерений от 2,0 до 100,0 % объемной доли воды в нефти и пределом допускаемой абсолютной погрешности не более ± 1,0 % на участке диапазона от 2,0 до 40,0 % объемной доли воды в нефти; не более ± 2,5 % на участке диапазона от 40,0 до 70,0 % объемной доли воды в нефти; не более ± 1,5 % на участке диапазона от 70,0 до 100,0 % объемной доли воды в нефти (номер Госреестра № 19850-04);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 с диапазоном измерений от 0 до 50 °С и пределом допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С (номер Госреестра № 303-91);
- комплекс аппаратно-програмный измерительный «Поток-ПСНМ» (номер Госреестра № 27503-04).
- контроллер измерительно-вычислительный ROC-364 (номер Госреестра № 14661-08).
Состав и технологическая схема системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы сырой нефти в рабочих диапазонах расхода;
- автоматическое измерение температуры и давления сырой нефти;
- автоматическое измерение содержание воды в сырой нефти;
- автоматическое измерение плотности сырой нефти;
- автоматическое регулирование расхода через блок измерения качества, в зависимости от расхода через систему, регулятором расхода с электроприводом.
- обеспечение регулирования и поддерживание расхода нефти через систему регулятором расхода с электроприводом, установленным на выходном коллекторе системы.
- подключение передвижной трубопоршневой поверочной установки в комплекте с поточным преобразователем плотности для поверки рабочего, резервного и контрольного счетчиков-расходомеров массовых;
- подключение эталонного счетчика-расходомера массового для поверки рабочего, резервного и контрольного счетчиков-расходомеров массовых;
- контроль метрологических характеристик рабочего и резервного счетчиков-расходомеров массовых по передвижной трубопоршневой поверочной установки;
- контроль метрологических характеристик рабочего и резервного счетчиков-
расходомеров массовых по эталонному счетчику-расходомеру массовому;
- контроль метрологических характеристик рабочего и резервного счетчиков-
расходомеров массовых по контрольному счетчику-расходомеру массовому;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений в химикоаналитической лаборатории содержания воды, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти;
- автоматический отбор объединенной пробы сырой нефти;
- ручной отбор объединенной пробы сырой нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов, актов.
Программное обеспечение системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» автономное.
Функции программного обеспечения: управление и синхронизация измерительных каналов, расчет расхода по измеренным данным, ведение архивов данных и архива вмешательств, формирование протоколов, вывод мгновенных и осредненных данных по всем каналам, обеспечение диагностики.
Идентификационные данные программного обеспечения системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» приведены в таблице:
| Наименование программного обеспечения | Идентиф икационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПОТОК-ПСНМ | ПСНМ 466453 | 014 | | |
| otchet.sh | | BC15B7A0 | CRC32 |
| poverka.sh | | 477D163C | CRC32 |
| twohours.sh | | B177A2B4 | CRC32 |
| kmx.pl | | 74C9B7DC | CRC32 |
| passwd.sh | | 1BE42E9F | CRC32 |
| nodecount | | 7BFE81AC | CRC32 |
Уровень защиты программного обеспечения системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Программное обеспечение защищено от несанкционированного изменения паролями доступа. Корпус компьютера имеет место для пломбировки, что предотвращает доступ к программному обеспечению и комплектующим компьютера. Программное обеспечение исключает возможность модификации или удаления данных через интерфейсы пользователя.
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью».
Технические характеристики
| Пределы допускаемой относительной погрешности |
| СИКНС при измерении массы сырой нефти, %, равны Пределы допускаемой относительной погрешности | ± 0,25 |
| СИКНС при измерении массы нетто сырой нефти, %, равны | ± 2,5 |
| Минимальный массовый расход сырой нефти, т/ч | 9,0 |
| Максимальный массовый расход сырой нефти, т/ч | 40,0 |
| Рабочее давление, МПа | от 0,9 до 4,0 |
| Режим работы | непрерывный |
| Рабочая среда | сырая нефть |
| Плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м3 | от 825 до 925 |
| Рабочий диапазон температур, °С | от + 5 до + 50 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, % | от 2 до 30 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,5 |
| Вязкость нефти при рабочих условиях сСт, (мм2/с) | от 1 до 35 |
| Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 5000 |
| Объемная доля парафина в сырой нефти, % | 6,0 |
| Плотность пластовой воды, кг/м3 Плотность свободного нефтяного газа | 1140 |
| при стандартных условиях, кг/м3 | 1,3134 |
| Содержание свободного нефтяного газа, %, не более | 1,0 |
| Габаритные размеры установки, мм, не более | 9000 х 3000 х 2500 |
| Напряжение питания, В | 380 ± 38/220 ±22 |
| Частота, Гц Условия эксплуатации: | 50 ± 2 |
| - температура окружающего воздуха, °С | от + 10 до + 30 |
| - относительная влажность окружающего воздуха, % | от 30 до 80; |
| - атмосферное давление, кПа | от 84 до 107; |
| Средний срок службы установки, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на специальную табличку, закрепленную в верхней части системы, методом наклейки и в верхней части по центру титульного листа инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
- Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью» - 1 шт.;
- Инструкция по эксплуатации - 1 экз.;
- Методика поверки - 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 50705-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 31.08.2011 г.
Средства поверки:
- трубопоршневая поверочная установка «Прувер Сапфир-100-6,3» с диапазоном измерений от 10 до 100 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности 0,05 %;
- преобразователь плотности жидкости измерительный мод. 7835 фирмы «Solartron Mobrey Limited» с диапазоном измерений плотности нефти от 800 до 1000 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,30 кг/м3;
Допускается использование других средств поверки с техническими характеристиками не хуже, указанных выше.
Сведения о методах измерений
« ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Динью». ФР.1.29.2011.10535
Нормативные документы
1 . ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»;
2 . Техническая документация ЗАО «ПермСпецНефтеМаш».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
