Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой АО «ГРИЦ» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы сырой нефти.
При прямом методе динамических измерений массу сырой нефти определяют с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее по тексту - МПР). Выходные электрические сигналы МПР поступают на соответствующие входы контроллера измерительновычислительного OMNI 6000 (далее по тексту - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Часть средств измерений (СИ) СИКНС формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК) метрологические характеристики которых определяются комплектным методом. Массу нетто сырой нефти определяют, как разность массы сырой нефти и массы балласта. Массу балласта определяют, как сумму масс воды, хлористых солей, механических примесей, свободного и растворенного газов в сырой нефти.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ) с одной рабочей измерительной линией (ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ, выходного коллектора СИКНС, блока измерений параметров нефти сырой (далее по тексту - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки и системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКНС и ее СИ. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
В состав СИКНС входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)) приведенный в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Состав СИКНС
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный № |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF | 45115-10 |
| Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2 | 46375-11 |
| Датчики давления и разности давлений Сапфир-22МТ | 15040-95 |
| Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2 | 63044-16 |
| Преобразователи давления измерительные АИР-10 | 31654-19 |
| Датчики температуры Rosemount 644 | 63889-16 |
| Влагомер сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-05 или 14557-15 |
| Контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000 | 15066-09 |
| Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 | 57762-14 |
| Расходомер UFM 3030 | 32562-09 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| Манометры показывающие ТМ | 25913-08 |
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение давления и температуры нефти сырой;
- автоматическое измерение перепада давления нефти сырой на фильтрах;
- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти сырой;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти сырой;
- ручное регулирование расхода нефти сырой:
- автоматическое измерение массы нефти сырой;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти сырой;
- поверка и КМХ МПР по передвижной поверочной установке;
- КМХ рабочего МПР по контрольно-резервному МПР;
- отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
СИКНС имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в ИВК и автоматизированном рабочем месте оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Кристалл» (далее по тексту - АРМ оператора). Идентификационные данные ПО ИВК приведены в таблице 2. Идентификационные данные ПО АРМ оператора приведены в таблице 3.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | - | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 24.75.04 | 24.75.10 |
| Цифровой идентификатор ПО | 9111 | АЕ62 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC16 |
Т а б л и ц а 3 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcOil.dll | CalcPov.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0.0.1 | 2.0.0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 8DCAF15C | A1BBEAF4 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Технические характеристики
Т а б л и ц а 4 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 5 до 30 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением поточного влагомера, при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 6 % включительно, % | ±0,45 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в лаборатории, при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 5 до 10 % включительно, % | ±0,63 |
Т а б л и ц а 5 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик_
| Номер ИК | н- К еИ ме § к И S | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерений, т/ч | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторичная часть |
| | 1 | 2 | 3 | 4 | | 5 |
| 1, 2 | ИК массы и массового расхода сырой нефти | 2 (ИЛ 1, ИЛ 2) | счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF | контроллер измерительновычислительный OMNI 6000 | от 5 до 30 | ±0,251} (±0,202)) |
| 1) Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода и массы в диапазоне расходов. 2) Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода и массы в точках диапазона расходов для ИК со счетчиком-расходомером массовым Micro Motion модели CMF, применяемым в качестве контрольно-резервного. |
Т а б л и ц а 6 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление, МПа - плотность, кг/м3 - объемная доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - содержание свободного газа, % - содержание растворенного газа, м3/м3, не более | от +5 до +45 от 0,7 до 2,5 от 877 до 925 10,0 7000 0,02 от 0,05 до 0,25 0,1 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 230±23, 400±40 50±0,4 |
| Габаритные размеры СИКНС, мм, не более - высота - ширина - длина | 2 900 2 850 9 300 |
| Масса, кг, не более | 10 000 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды в блоке технологическом, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от +5 до +35 95 от 84,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч | 10 20 000 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Т а б л и ц а 7 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой АО «ГРИЦ», зав. № 29 | | 1 шт. |
| Паспорт | 2028-3.00 ПС | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0345-19 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0345-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой АО «ГРИЦ». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 05.04.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда (установки поверочные передвижные с расходомерами) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1 %;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.
Допускается применение средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой АО «ГРИЦ», ФР.1.29.2019.33367.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой АО «ГРИЦ»
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 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
79151-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0345-19 МПСкачать12.5 Мб