Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ООО «Благодаров-Ойл» при ДНС-1 ЦДНГ-2 ЗАО «Предприятие Кара-Алтын» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы нефти при учетно-расчетных операциях между ООО «Благодаров-Ойл» и ООО «ППН-Сервис».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью расходомеров массовых (далее - ПР). Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Конструктивно СИКН состоит из блока первичного измерительного преобразователя объемной доли воды в нефти (далее - ПИП-ВСН), блока фильтров (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее -БИК), блока подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), пробозаборного устройства. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
Блок ПИП-ВСН предназначен для оперативного контроля влагосодержания в нефти. В блоке ПИП-ВСН установлены следующие средства измерений (далее - СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- первичный измерительный преобразователь объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН (регистрационный № 19850-04).
БФ состоит из входного и выходного коллекторов и двух фильтров тонкой очистки.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF200 (регистрационный № 13425-06);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04) или преобразователь давления измерительный FCX-AII (регистрационный № 53147-13);
- датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08);
- пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (регистрационный № 14557-05);
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации F100 (регистрационный № 45115-10);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);
- датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08);
- два пробоотборника автоматических «Отбор-А-Р слив» для автоматического отбора проб;
- пробоотборник ручной для ручного отбора проб;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
Блок подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ПР по передвижной ПУ.
В блоке подключения передвижной ПУ установлены следующие СИ и технические средства:
- два преобразователя давления измерительных 3051 (регистрационный № 14061-04);
- два датчика температуры 644 (регистрационный № 39539-08);
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительно-вычислительных OMNI 6000 (регистрационный № 15066-09), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора АРМ «Сфера», оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерений массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), объемной доли воды в нефти (%);
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ ПР по передвижной ПУ, КМХ ПР, установленого на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольно-резервной ИЛ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
СИ, применяемые для оперативного контроля технологических параметров и показателей качества нефти (преобразователи перепада давления на фильтрах и счетчик-расходомер массовый Micro Motion (модификации F100) в БИК), подлежат калибровке.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000, обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система контроллера.
К ПО верхнего уровня относится программа автоматизированного рабочего места -АРМ «Сфера», выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов.
Идентификационные данные программы автоматизированного рабочего места - АРМ «Сфера» представлены на мемосхеме монитора компьютера автоматизированного места оператора. Идентификация ПО контроллера осуществляется на экране контроллера.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | 0MNI-6000 |
| Идентификационное наименование ПО | АРМ «Сфера» | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.00 | 24.75.00 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 07E8BEE3 | 9FA1 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 | CRC-16 |
ПО СИКН защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 5 до 25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +10 до +45 |
| Диапазон давления измеряемой среды, МПа | от 0,3 до 1,6 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая и 1 резервно-контрольная) |
| Параметры электрического питания, В/Гц | 380±38/50±1, 220±22/50±1 |
| Г абаритные размеры СИКН (ДхШхВ), мм, не более | 9 000х3 000х2 900 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -47 до +38 от 20 до 95 от 84,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность СИ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ООО «Благодаров-Ойл» при ДНС-1 ЦДНГ-2 ЗАО «Предприятие Кара-Алтын», зав. № 112 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ООО «Благодаров-Ойл» при ДНС-1 ЦДНГ-2 ЗАО «Предприятие Кара-Алтын». Методика поверки | НА.ГНМЦ.0206-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0206-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ООО «Благодаров-Ойл» при ДНС-1 ЦДНГ-2 ЗАО «Предприятие Кара-Алтын». Методика поверки», утверждённой
ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 26.01.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКН;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав
СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
представлены в документе Инструкция «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 242 ООО «Благодаров-Ойл» при ДНС-1 ЦДНГ-2 ЗАО «Предприятие Кара-Алтын», регистрационный код в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2016.23601.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ООО «Благодаров-Ойл» при ДНС-1 ЦДНГ-2 ЗАО «Предприятие Кара-Алтын»
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 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»
73120-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0206-18 МПСкачать6.7 Мб