Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси №2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО "Терминал-Сервис"
Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси № 2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО «Терминал-Сервис» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса (далее - ИВК), указанного в таблице 1, который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды. Масса нетто нефтегазоводяной смеси определяется как разность массы нефтегазоводяной смеси и массы балласта.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, скомплектованный из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система состоит из блока фильтров (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений параметров нефтегазоводяной смеси (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - УПППУ), системы дренажа и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ 1) и одной контрольно-резервной (далее - ИЛ 2).
Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКНС и ее компоненты.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение в автоматическом режиме массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры и плотности нефтегазоводяной смеси;
- вычисление массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефтегазоводяной смеси;
- измерение в автоматическом режиме плотности и влагосодержания нефтегазоводяной
смеси;
- контроль перепада давления на фильтрах;
- возможность поверки рабочего и контрольно-резервного счетчиков расходомеров массовых при помощи передвижной поверочной установки;
- контроль метрологических характеристик рабочего счетчика расходомера массового по контрольно-резервному счетчику расходомеру массовому;
- автоматический и ручной отбор проб;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчётов, формирование отчётов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа;
- передача данных на «верхний» уровень.
В состав СИКНС входят измерительные компоненты утверждённого типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
| Наименование измерительного компонента | Место установки, кол-во, шт | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion | 1 (ИЛ 1) | 45115-10 |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion | 1 (ИЛ 2) | 45115-16 |
| Преобразователь давления измерительный Rosemount 3051S | 2 (БИЛ) | 24116-08 |
| Преобразователь давления измерительный EJX | 4(БИЛ), 4(БИК), 2(БФ) | 28456-09 |
| Преобразователь измерительный серии YTA | 4 (БИЛ) 2 (БИК) | 25470-03 |
| Термометр сопротивления серии W | 4 (БИЛ) 2 (БИК) | 41563-09 |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный, 7835 | 2 (БИК, в резерве) | 52638-13 |
| Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-270 | 1 (БИЛ) | 21968-11 |
| Влагомер нефти поточный УДВН-1пм | 2 (БИК) | 14557-10 |
| Счетчик турбинный НОРД, модель НОРД.М | 1 (БИК) | 5638-02 |
| Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-03 | 1 (СОИ) | 19240-11 |
Допускается применение следующих средств измерений, находящихся на хранении/в резерве:
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, рег. № 14557-15.
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефтегазоводяной смеси утвержденных типов.
На рис. 1 приведена фотография внешнего вида СИКНС маркировочной таблички.
и место расположения
Маркировочная табличка
Рисунок 1 - Внешний вид СИКНС
Заводской номер СИКНС нанесен на маркировочную табличку, закрепленную на стене помещения СИКНС, лазерной гравировкой. Формат нанесения заводского номера - цифровой. Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Пломбирование СИКНС не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС реализовано в ИВК и ПО автоматизированного рабочего места оператора «АРМ оператора «ФОРВАРД» (далее - АРМ оператора) и разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений и вычислений СИКНС, а также защиту и идентификацию ПО СИКНС. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями СИКНС).
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ИВК и ПО АРМ оператора СИКНС приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| АРМ оператора | ИВК | |
| Идентификационное наименование ПО | ArmA.dll ArmMX.dll ArmF.dll | РХ.352.02.01. 00 АВ |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.0.0.1 4.0.0.1 4.0.0.1 | 352.02.01 |
Продолжение таблицы 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| АРМ оператора | АРМ оператора | |
| Цифровой идентификатор ПО | 8B71AF71 30747EDB F8F39210 | 14C5D41A |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 | CRC32 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | От 50 до 350 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды
| Наименование характеристики | Значение |
| Температура окружающего воздуха, °С - для СИ, установленных в блок-боксе - в месте размещения СОИ | от +5 до +35 от +5 до +35 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | (380±38)/(220±22) 50±1 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Измеряемая среда со следующими параметрами: - избыточное давление измеряемой среды, МПа - температура измеряемой среды, °С - плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси при температуре 15 °С и избыточном давлении равном нулю, кг/м3 - плотность пластовой воды, измеренная в лаборатории, кг/м3 - плотность растворенного газа при стандартных условиях, кг/м3 - объемная доля воды, %, - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 - массовая доля механических примесей, % - содержание растворенного газа, м3/м3 - содержание свободного газа | Нефтегазоводяная смесь от 0,2 до 4,0 от +5 до +30 от 780 до 853 от 1010 до 1177 от 1,05 до 1,60 до 5 от 100 до 1000 до 0,05 до 20 не допускается |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист технологической инструкции СИКНС типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси № 2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО «Терминал-Сервис» | - | 1 |
| Технологическая инструкция | П4-04 ТИ-0002 ЮЛ-412/ТС №1 | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой № 2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО «Терминал- Сервис» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2022.43917).
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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».