Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы, массового расхода и параметров сверхвязкой нефти сырой, поступающей со скважин Камышлинского месторождения и подлежащей сдаче на УПСВ-1 «Камышла» НГДУ «Нурлатнефть».
Описание
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью расходомеров массовых (далее - ПР).
Конструктивно СИКНС состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий (далее - БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ) и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
На входном коллекторе СИКНС установлены следующие средства измерений (далее -СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP (регистрационный № 41560-09);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
В блоке фильтров установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD (регистрационный № 41560-09);
- три фильтра;
- манометры для местной индикации давления.
БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- расходомер массовый Promass (регистрационный № 15201-11);
- преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP (регистрационный № 41560-09);
- манометры для местной индикации давления.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ПР по передвижной ПУ.
На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства:
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ (регистрационный № 42678-09);
- пробоотборник автоматический Jiskoot;
- преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP (регистрационный № 41560-09);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный № 26239-06) в комплекте с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT (регистрационный № 39840-08);
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: измерительно-вычислительный контроллер 0MNI-3000/6000 (регистрационный № 15066-04), осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных
данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом АРМ оператора «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.
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 КМХ ПР по передвижной ПУ;
- КМХ ПР, установленного на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;
- автоматический 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, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллера измерительно-вычислительного 0MNI-3000/6000 (далее - контроллер), 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 -«Rate АРМ оператора УУН» (далее - АРМ оператора), выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов, вычисления массы нетто нефти.
ПО СИКНС 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 СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | OMNI 6000 |
| Идентификационное наименование ПО | «Rate АРМ оператора УУН» | - |
| Номер версии ПО (идентификационный номер) | 2.3.1.1 | 24.75.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6D270DB | 9267 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | СRC-32 | СRC-16 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 10 до 70 |
| Относительная погрешность измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Температура измеряемой среды, °С | от 0 до +40 |
| Давление измеряемой среды, МПа | от 0,2 до 4,0 |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3 | от 930,0 до 1130,0 |
| Объемная доля воды, %, не более | 85,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 170 000 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,8 |
| Параметры электропитания, В/Гц | 380±38, 220±22/50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -47 до +38 от 20 до 90 от 100 до 104 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 15 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКНС в верхнем левом углу типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть», зав. № 346 11 | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКНС | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки | НА.ГНМЦ.0307-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0307-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 17.08.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Г осударственной 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 СИКНС;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть», ФР.1.29.2017.26780.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть»
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»
73782-19: Методика поверки НА.ГНМЦ.0307-18 МПСкачать5.9 Мб