Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров сырой нефти и вычисления массы нетто сырой нефти.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модели CMF300 с измерительным преобразователем 2700 (далее - СРМ), средств измерений давления, температуры, влагосодержания и плотности. СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти в трубопроводе с помощью СРМ.
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:
- блок фильтров;
- блок измерительных линий;
- выходной коллектор;
- блок контроля качества нефти;
- узел подключения поверочной установки (далее - ПУ);
- узел подключения пикнометрической установки и прибора УОСГ-100 СКП;
- СОИ.
Блок измерительных линий включает две рабочие и одну контрольно-резервную измерительные линии с диаметром условного прохода DN 100.
Состав СОИ:
- контроллер измерительный ROC/FloBoss (Мод. FloBoss S600) (далее - FloBoss S600);
- шкаф СОИ;
- автоматизированное рабочее место оператора СИКНС.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение в автоматизированном режиме массы сырой нефти в рабочих диапазонах массового расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- вычисление массы нетто сырой нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры сырой нефти;
- измерение объемной доли воды в сырой нефти, перепада давления на фильтрах;
- измерение плотности сырой нефти;
- контроль метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- поверка и контроль метрологических характеристик СРМ по ПУ 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.
Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКНС при эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных (барьеров искрозащиты) серии ^Z600 (регистрационный номер 28979-05).
Средства измерений и оборудование, а также другие технические средства, входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
| Наименование средства измерений и оборудования | Количество | Регистрационный номер |
| Блок фильтров |
| Преобразователь давления измерительный модели 3051CD | 3 | 14061-04 |
| Блок измерительных линий |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 300 с измерительным преобразователем серии 2700 | 3 | 13425-06 |
| Преобразователь давления измерительный модели 3051TG | 3 | 14061-04 |
| Термопреобразователь сопротивления платиновый сери 65 | 3 | 22257-05 |
| Преобразователь измерительный 644 | 3 | 14683-04 |
| Индикатор фазового состояния ИФС-1в-700М | 2 | - |
| Выходной коллектор |
| Преобразователь давления измерительный модели 3051TG | 1 | 14061-04 |
| Термопреобразователь сопротивления платиновый сери 65 | 1 | 22257-05 |
| Преобразователь измерительный 644 | 1 | 14683-04 |
| Блок контроля качества нефти |
| Влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 | 2 | 14557-15 |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный (мод. 7835) | 1 | 15644-06 |
| Преобразователь давления измерительный модели 3051TG | 1 | 14061-04 |
| Термопреобразователь сопротивления платиновый сери 65 | 1 | 22257-05 |
| Преобразователь измерительный 644 | 1 | 14683-04 |
| Счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш | 1 | 26776-08 |
| Узел подключения ПУ |
| Преобразователь давления измерительный модели 3051TG | 2 | 14061-04 |
| Термопреобразователь сопротивления платиновый сери 65 | 2 | 22257-05 |
| Преобразователь измерительный 644 | 2 | 14683-04 |
| СОИ |
| Контроллер измерительный ROC/FloBoss (Мод. FloBoss S600) | 2 | 14661-02 |
| Автоматизированное рабочее место оператора | 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.
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров системой идентификации пользователя и опломбированием соответствующих конструктивов и блоков.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКНС представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | NGI FLOW.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 0.0.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 92B3B72D |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Технические характеристики
Метрологические характеристики СИКНС представлены в таблице 3. Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКНС_
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазоны входных параметров сырой нефти: - массовый расход , т/ч - избыточное давление, МПа - температура, °С | от 14 до 140 от 0,5 до 1,9 от +5 до +50 |
| Физико-химические свойства сырой нефти: - плотность обезвоженной дегазированной нефти при температуре 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание растворенного газа - содержание свободного газа | от 835 до 870 10 0,025 10000 не допускается не допускается |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при массовой доли воды в сырой нефти от 0 до 5 % включительно, %: - при измерении объемной доли воды в сырой нефти влагомером нефти поточным УДВН-1пм2 | ±0,35 |
| - при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории | ±0,50 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при массовой доли воды в сырой нефти от 5 до 10 % включительно, %: - при измерении объемной доли воды в сырой нефти влагомером нефти поточным УДВН-1пм2 - при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории | ±0,36 ±0,93 |
| Массовый расход сырой нефти по отдельной измерительной линии должен соответствовать диапазону измерений массового расхода, на который поверен СРМ. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры электрического питания: | |
| - напряжение переменного тока силового оборудования, В | 380 |
| - напряжение переменного тока технических средств СОИ, В | 220 |
| - частота переменного тока, Гц | 50±1 |
| Потребляемая мощность, В • А, не более | 67000 |
| Габаритные размеры, мм, не более: а) блок-бокс блока измерительных линий: | |
| - длина | 11000 |
| - ширина | 6000 |
| - высота | 3300 |
| б) блок-бокс блока контроля качества нефти: | |
| - длина | 8000 |
| - ширина | 3000 |
| - высота | 3000 |
| в) шкаф СОИ: | |
| - глубина | 600 |
| - ширина | 600 |
| - высота | 2000 |
| Масса, кг, не более: | |
| - блок-бокс блока измерительных линий | 30000 |
| - блок-бокс блока контроля качества нефти | 11000 |
| - шкаф СОИ | 100 |
| Условия эксплуатации: а) температура окружающей среды, °С: | |
| - в блок-боксе блока измерительных линий | от +5 до +35 |
| - в блок-боксе блока контроля качества нефти | от +5 до +35 |
| - в операторной | от +5 до +35 |
| б) относительная влажность, %, не более | 95 |
| в) атмосферное давление, кПа | от 84,0 до 106,7 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта по центру типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения, заводской № 395 | | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения. Руководство по эксплуатации | 395.00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения. Паспорт | 395.00.00.00.000 ПС | 1 экз. |
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Г осударственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения. Методика поверки | МП 1705/1-311229-2017 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1705/1-311229-2017 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения. Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 17 мая 2017 г.
Основное средство поверки:
- средства измерений в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав ИС;
- калибратор многофункциональный MC5-R-IS (регистрационный номер 22237-08), диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 % показания; диапазон воспроизведения последовательности импульсов от 0 до 9999999 импульсов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1904/1-48-311459-2017.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ПСН-1 Восточно-Рогозинского месторождения
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
67971-17: Методика поверки МП 1705/1-311229-2017Скачать4.1 Мб