Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №532 Филиала «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпром нефть-ННГ» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного определения количества и показателей качества товарной нефти (далее - нефти) при учетно-расчетных операциях.
Описание
СИКН реализует косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти с помощью преобразователей объемного расхода, поточных преобразователя плотности, преобразователей температуры и давления и системы обработки информации (далее -СОИ). Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКН входят:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ): 2 рабочие, 3 резервные и 1 контрольно-резервная измерительные линии;
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- стационарная трубопоршневая поверочная установка (далее - ТПУ);
- СОИ.
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема, температуры, давления, плотности;
- измерение влагосодержания в нефти;
- вычисление массы брутто нефти;
- вычисление массы нетто нефти;
- измерение перепада давления на фильтрах;
- автоматический и ручной отбор проб;
- индикации наличия или отсутствия свободного газа в нефти (КГС) с помощью индикаторов фазового состояния потока нефти ИФС-1В;
- контроль метрологических характеристик и поверка преобразователей объемного расхода по ТПУ;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и вычислений, формирование интервальных отчетов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- возможность подключения пикнометрического стенда или УОСГ;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав СИКН, указаны в таблице 1.
Таблица 1
| № п/п | Наименование СИ | Госреестр № |
| Приборы контрольно-измерительные показывающие |
| 1 | Манометры для точных измерений МТИ | 1844-63 |
| 2 | Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| БИЛ |
| 1 | Преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные серии НТМ | 38725-08 |
| 2 | Преобразователи избыточного давления измерительные dTrans p02 404385/1-464-405-129-20-06-1 | 47454-11 |
| 3 | Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820/10-402-1011-2-9-160-XXX-26 | 32460-06 |
| 4 | Преобразователи разности давлений измерительные dTrans p02 DELTA 404382/1-454-405-129-20-06-1 | 47454-11 |
| БИК |
| 1 | Счетчик турбинный НОРД-М-40-6,4 | 5638-02 |
| 2 | Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | 52638-13 |
| 3 | Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-10 |
| 4 | Преобразователи избыточного давления измерительные dTrans p02 404385/1-464-405-129-20-06-1 | 47454-11 |
| 5 | Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820/10-402-1011-2-9-100-XXX-26 | 32460-06 |
| ТПУ |
| 1 | Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB 600 II | 44252-10 |
| СОИ |
| 1 | Комплексы измерительно-вычислительные сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС») (далее - ИВК) | 22753-12 |
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН. Уровень разделения программного обеспечения «высокий». Метрологически значимая часть ПО с реализованными алгоритмами расчета вынесена в библиотеку, имеющую идентификационные признаки. Модуль визуализации данных не является метрологически значимым. Программное обеспечение установки автоматически загружается после загрузки операционной системы ПК и проводит ряд самодиагностических проверок, а также осуществляет проверку целостности конфигурационных данных и всех файлов во время работы установки по методу CRC-32.
ПО надежно защищено от несанкционированных вмешательств, которые могут привести к искажению результатов измерений. Все модули ПО обеспечивают шифрование полученной и хранящейся информации.
Недопустимое влияние на метрологически значимую часть ПО через интерфейсы пользователя и связи отсутствует.
Защита ПО установки от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010. Примененные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновления, (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных.
Свидетельство об аттестации ПО № 5104-12, выдано ФГУП ВНИИР.
Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО СИКН (ИВК «OCTOPUS») | Formula.lib | 2.01 | 7DB6BFFF | CRC-32 |
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКН представлены в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Рабочий диапазон расхода нефти, м3/ч | от 210 до 2640 |
| Рабочий диапазон температуры нефти, °С | от 20 до 40 |
| Рабочий диапазон избыточного давления нефти, МПа | от 0,4 до 2,5 |
| Физико-химические свойства нефти: - рабочий диапазон плотности, кг/м3 - рабочий диапазон вязкости, мм2/с (сСт) - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более - объемная доля свободного газа | от 820 до 846 от 4,7 до 7,7 1 0,05 900 66,7 (500) отсутствует |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Условия эксплуатации СИ СИКН: - температура окружающей среды: а) в месте установки СИ БИЛ, °С б) в месте установки СИ БИК и СОИ, °С в) в месте установки ТПУ, ° С - атмосферное давление, кПа | от минус 40 до 50 от 10 до 35 от 5 до 50 от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В а) силовое оборудование б) технические средства - частота, Гц | 380 (+10 %, -15 %) 220 (+10 %, -15 %) 50 (±1) |
| Потребляемая мощность, кВ •А, не более | 15 |
| Габаритные размеры, мм, не более - БИЛ - блок-бокс БИК | 16000x6820x2700 7500x3000x3700 |
| Масса, кг, не более | |
| Наименование характеристики | Значение |
| - БИЛ - блок-бокс БИК | 26000 3700 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку СИКН методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН представлена в таблице 4.
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №532 Филиала «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпром нефть-ННГ», зав.№ 1 | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №532 Филиала «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпром нефть-ННГ». Паспорт | 1 экз. |
| МП 79-30151-2014 ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №532 Филиала «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпром нефть-ННГ». Методика поверки | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №532 Филиала «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпром нефть-ННГ» Руководство по эксплуатации | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 79-30151-2014 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №532 Филиала «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпром нефть-ННГ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 20 февраля 2014 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- СИ в соответствии с нормативной документацией по поверке СИ, входящих в состав СИКН;
- калибратор многофункциональный MC5-R: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения частотных сигналов прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %; диапазон воспроизведения последовательности импульсов 0...9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В, погрешность ±(0,2 В + 5 % от установленного значения).
Сведения о методах измерений
« Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика (метод) измерений системой измерений количества и показателей качества №532 Филиала «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпром нефть-ННГ», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 8-1376-01.00328-2014.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
2. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
3. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия
4. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденные приказом Минпромэнерго от 31.03.05. № 69
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций;
- выполнение государственных учетных операций.
