Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти Западно - Усть - Балыкского месторождения ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз» СИКН 1502 (далее СИКН) предназначена для измерения массы нефти при проведении учетно-расчетных операций между Западно -Усть - Балыкским месторождением ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз» и ЛПДС «Карка-теевы» Нефтеюганского УМН ОАО «Сибнефтепровод».
Описание
СИКН состоит из функционально объединенных блоков:
- блока измерительных линий (БИЛ), предназначенного для непрерывных измерений массы нефти, проходящей по измерительным линиям. Принята компоновка БИЛ с двумя рабочими, одной резервной и одной контрольной измерительной линией с функцией резервной;
- блока измерений параметров качества нефти (БИК), предназначенного для постоянного измерения показателей качества нефти (плотность, влагосодержание);
- блока трубопоршневой установки (ТПУ), предназначенного для проведения поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых, входящих в БИЛ;
- системы сбора и обработки информации (СОИ), предназначенной для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.
Принцип действия СИКН основан на прямом методе динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Сигналы с первичных измерительных преобразователей предназначенных для измерения массы, плотности, объемной доли воды в нефти, температуры и давления поступают в систему обработки информации, которая принимает, обрабатывает информацию, производит вычисление, индикацию и регистрацию результатов измерений количества и показателей качества нефти.
Система сбора и обработки информации и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:
- измерение в автоматическом режиме:
1) массового расхода нефти по каждой измерительной линии и в целом по СИКН;
2) объемной доли воды в нефти;
3) давления в БИЛ, БИК, ТПУ;
4) температуры в БИЛ и БИК, ТПУ;
5) плотности нефти;
- расчет в автоматическом режиме:
1) суммарной массы брутто нефти от начала отчетного периода и за отдельные периоды;
2) массы нетто нефти с учетом параметров качественного состава нефти;
3) средних значений температуры, давления, плотности, влагосодержания нефти;
4) массовой доли воды в нефти;
- поверка и контроль метрологических характеристик по трубопоршневой поверочной установке и поточному плотномеру в автоматическом режиме;
- контроль метрологических характеристик рабочих счетчиков-расходомеров массовых по контрольному;
- световая и звуковая сигнализация внештатных состояний СИКН и выхода параметров нефти за установленные пределы;
- индикации и регистрации результатов измерений.
Вид измерительной системы в соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002: ИС-2.
Программное обеспечение
СИКН имеет аттестованное программное обеспечение (ПО), которое представлено встроенным прикладным ПО измерительно-вычислительного комплекса «Вектор-02» и аттестованным программным обеспечением автоматизированного рабочего места оператора «АРМ Вектор».
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Измерительновычислительный комплекс «Вектор-02» на базе контроллера MicroPC | icc | 6.41 | 2B217A52 | Для вычисления использована программа Arpoon Checksum Version 1.5 |
| Автоматизированное рабочее место оператора «АРМ Вектор» | Start.gdf | 9.13 | AC7F9EE3 | Для вычисления использована программа Arpoon Checksum Version 1.5 |
Влияние ПО ИВК на метрологические характеристики ИВК учтено при нормировании метрологических характеристик ИВК. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Фото 1 Общий вид СИКН
Технические характеристики
Диапазон измерений:
- массового расхода нефти СИКН, т/ч
- давления, МПа
- температуры, °С
- плотности нефти (при температуре 20 °С ), кг/м3
- объемной доли воды в нефти, % (верхний предел)
Погрешности измерений:
Предел допускаемой относительной погрешности:
- массы брутто нефти, %
- массы нетто нефти, %
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерения давления, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения:
- температуры, оС
- плотности, кг/м3
- объемной доли воды в нефти, %
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха:
- для первичных измерительных преобразователей, оС
- для ИВК и АРМ оператора верхнего уровня, оС
Режим работы
Напряжение питания переменного тока с частотой, Гц
50 ± 1
3-х фазное, В
Однофазное, В
от 7 до 150
от 0,4 до 5,1
от + 5 до + 40 от 800 до 890 до 0,5
± 0,25
± 0,35
± 0,5
± 0,2
± 0,3
± 0,05
от 0 до + 50 от + 5 до + 30 непрерывный
380±38
220±22
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации (паспорт, инструкция по эксплуатации) типографским способом.
Комплектность
| Наименование и тип средства измерений | Метрологические характеристики | Кол-во | Номер Г осрее-стра |
| Основные средства измерений, устанавливаемые в технологической части СИКН |
| БИЛ | | | |
| Счетчик-расходомер массовый Mio-ro Motion CMF 300 (рабочий, резервный) | Верхний предел расходов 272 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,25 % | 3 | 45115-10 |
| Датчики температуры 644 | Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, предел допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С | 4 | 39539-08 |
| Преобразователь давления измерительные EJX 530А | Верхний предел измерений 6,0 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 % | 4 | 28456-09 |
| БИК | | | |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные «Solartron» 7835 | Диапазон измерений от 700 до 1100 кг/м3, предел допускаемой абсолютной погрешности преобразования плотности ± 0,3 кг/м3 | 2 | 15644-06 |
| Датчики температуры 644 | Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, предел допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С | 1 | 39539-08 |
| Преобразователь давления измерительный EJX 530А | Верхний предел измерений 6,0 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 % | 1 | 28456-09 |
| Основные средства измерений, устанавливаемы вне технологической части СИКН |
| ТПУ | | | |
| Трубопоршневая установка ТПУ «Сапфир МН»-100 | Диапазон измерений от 8 до 100 м3/ч, Ру 6,3 МПа, 2-ого разряда | 1 | 41976-09 |
| Датчики температуры 644 | Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, допускаемая абсолютная погрешность ± 0,2 °С | 2 | 39539-08 |
| Преобразователи давления измерительные EJX 530А | Верхний предел измерений 6,0 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 % | 2 | 28456-09 |
| СОИ | | | |
| Измерительно-вычислительный комплекс ИВК «Вектор-02» | Пределы допускаемой относительной погрешности преобразования значений параметров входных электрических сигналов в значения величин массы ± 0,025 % | 1 | 43724-10 |
| АРМ-оператора | | 1 | |
| Комплект документации |
| Инструкция по эксплуатации, экз. | | 1 | |
| Методика поверки, экз. | | 1 | |
Поверка
осуществляется по документу МП 53525-13 «Инструкция ГСИ Система измерений количества и показателей качества нефти Западно - Усть - Балыкского месторождения ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз». Методика поверки», утвержденному в 10 октябре 2012 г. ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ».
В перечень основного поверочного оборудования входят средства измерений, приведенные в таблице 2.
Таблица 2
| Средства измерений | Характеристики средств измерений |
| Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти (УПВА) | Диапазон измерений по току 0-20 мА, по частоте до 15000 Гц, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,025 % |
| Магазин сопротивлений Р 4831 | Диапазон сопротивлений от 0 до 300 Ом; погрешность не более ± 0,02 % |
| Калибратор давления | Диапазон давлений от 0 до 10,0 МПа, класс точности 0,04 |
| Калибратор температуры | Диапазон температур от 0 до +50 о С; абсолютная погрешность не более ± 0,05 оС |
| Преобразователm плотности жидкости измерительные «So-lartron» | Диапазон плотностей от 700 до 1100 кг/м3; погрешность измерения не более ± 0,30 кг/м3 (в составе СИКН) |
| Эталонный плотномер типа МД-02 | Диапазон измерений от 660 до 980 кг/м3 допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м3 |
| Трубопоршневая установка 2 разряда «Сапфир МН»-100 | Диапазон расходов (8 -100) м3/ч , 2-го разряда (в составе СИКН) |
|
Сведения о методах измерений
«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти Западно-Усть-Балыкского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»», разработана и аттестована в ноябре 2012 г. ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень.
Нормативные документы
- ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
- РМГ 100-2010 Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти
Рекомендации к применению
