Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ЦДНГ-2 АО «Геология» при ДНС-1 ООО «Трансойл» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для измерений массы нефти сырой, поступающей от АО «Геология» и подлежащей сдаче АО «СМП-Нефтегаз».
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 Micro Motion модели CMF (далее по тексту - ПР). Выходные электрические сигналы ПР поступают на соответствующие входы контроллера измерительно-вычислительного OMNI 3000/6000 (далее по тексту - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу сырой 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, блока измерительных линий (одна рабочая измерительная линия (ИЛ) и одна контрольно-резервная ИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров сырой нефти, входного и выходного коллекторов СИКНС, системы сбора и обработки информации. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
В состав СИКНС входят следующие 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 СИ | Регистрационный номер |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF | 13425-01 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-99 |
| Наименование СИ | Регистрационный номер |
| Датчики давления «Метран-100» | 22235-08 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-05 |
| Преобразователи измерительные 244Е | 14684-06 |
| Преобразователи измерительные 644 | 14683-04 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-01 |
| Контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 3000/6000 | 15066-09 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| Манометры показывающие для точных измерений МПТИ | 26803-06, 26803-11 |
| Манометры для точных измерений МТИ | 1844-63 |
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти (т/ч);
- автоматическое измерение массы сырой нефти (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды (%) в сырой нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик (КМХ) ПР по передвижной ПУ;
- КМХ ПР, установленного на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;
- автоматический и ручной отбор объединенной пробы сырой нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Программное обеспечение
обеспечивает реализацию функций СИКНС и представлено в ИВК и автоматизированном рабочем месте оператора с программным комплексом «Кристалл» (далее по тексту - АРМ оператора). Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 2.
Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ИВК | АРМ оператора |
| Идентификационное наименование ПО | - | CalcOil.dll | CalcPov.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 24.75.04 | 2.0.5.1 | 2.0.5.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 9111 | D16ABA2D | F970D22F |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | - | CRC32 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 22 до 43 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером при содержании воды в сырой нефти от 0 до 5 %, % | ±0,35 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в лаборатории при содержании воды в сырой нефти, %: - от 0 до 2 включ. - Св. 2 до 5 включ. | ±0,35 ±0,55 |
Т а б л и ц а 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик
| Номер ИК | н- К еИ ме К к К а Нв | | Состав ИК | Диапазон измерений, т/ч | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| Количество ИК (место установки) | Первичный измерительный преобразователь | Вторичный измерительный преобразователь |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1, 2 | ИК массы и массового расхода сырой нефти | 2 (ИЛ 1, ИЛ 2) | счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF | контроллер измерительновычислительный OMNI 3000/6000 | от 22 до 43 | ±0,251) (±0,202)) |
| 1) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массы и массового расхода сырой нефти на рабочей и контрольно-резервной ИЛ, применяемым в качестве рабочего или резервного. 2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массы и массового расхода сырой нефти на контрольно-резервной ИЛ, применяемым в качестве контрольного. |
Т а б л и ц а 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3 - давление, МПа - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание свободного газа, %, не более - содержание растворенного газа, м3/м3, не более | от 890 до 960 от 1,0 до 2,5 от +5 до +40 5.0 0,05 4 500 0,2 1.0 |
| Продолжение таблицы 5 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Режим работы СИКНС | периодический |
| Параметры электропитания: | |
| - напряжение питания сети, В | 380±38, 220±22 |
| - частота питающей сети, Гц | 50±0,4 |
| Габаритные размеры, мм, не более | |
| - высота | 3800 |
| - ширина | 6050 |
| - длина | 9000 |
| Условия эксплуатации: | |
| - температура окружающей среды, °С | от -47 до +38 |
| - относительная влажность, %, не более | 90 |
| - атмосферное давление, кПа | от 86 до 106 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 8 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Т а б л и ц а 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ЦДНГ-2 АО «Геология» при ДНС-1 ООО «Трансойл», зав. № 1 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0366-19 МП | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе МН 923-2019 «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ЦДНГ-2 АО «Геология» при ДНС-1 ООО «Трансойл», ФР.1.28.2020.37497.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ЦДНГ-2 АО «Геология» при ДНС-1 ООО «Трансойл»
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства 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
82312-21: Методика поверки НА.ГНМЦ.0366-19 МПСкачать14.0 Мб