Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-1 (ДНС-19) Южно-Харампурского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы сырой нефти.
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью массомеров.
Конструктивно СИКНС состоит из блока фильтров (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений параметров сырой нефти (далее - БИК), 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.
В состав БФ входят следующие технические средства:
- фильтр грубой очистки;
- манометр местной индикации давления.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
На входном коллекторе БИЛ установлены следующие средства измерений (далее - СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- датчик избыточного давления Метран-150ТО (регистрационный № 32854-13).
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF 300 (регистрационный № 45115-16), (далее - расходомер массовый);
- датчик избыточного давления Метран-150TG (регистрационный № 32854-13);
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик избыточного давления Mетран-150TG (регистрационный № 32854-13);
- датчик температуры ТС5008 (регистрационный № 14724-12);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров сырой нефти, а также отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. Отбор представительной пробы сырой нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм3 (регистрационный 14557-15);
- датчик температуры ТС5008 (регистрационный № 14724-12);
- датчик избыточного давления Mетран-150TG (регистрационный № 32854-13)
- преобразователь расхода жидкости для индикации расхода через БИК;
- автоматический пробоотборник с герметичным контейнером «Отбор-А-Р слив»;
- ручной пробоотборник с диспергатором;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки расходомеров массовых по передвижной ПУ.
В состав СОИ входит измерительно-вычислительный комплекс ИВК «ОКТОПУС-Л» (регистрационный № 43239-15) и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Rate», оснащенного монитором, устройствами ввода и печатающим устройством.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации., представляющий собой двухуровневую компьютерную систему для преобразования параметров, а также предоставления оперативных, сменных и суточных отчетов о количестве и параметров перекачиваемой сырой нефти.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти (т/ч);
- автоматическое измерение массы сырой нефти (т);
- автоматизированное измерение массы нетто сырой нефти (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), объемной доли воды в сырой нефти (%);
- поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых по передвижной ПУ, контроль метрологических характеристик расходомера массового, установленного на рабочей линии, по расходомеру массовому, установленному на резервноконтрольной 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, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на эти СИ в соответствии с методиками поверки этих СИ.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО измерительно-вычислительный комплекс ИВК «ОКТОПУС-Л» (далее - ИВК «ОКТОПУС-Л»), обеспечивающее измерение и преобразование сигналов, поступающих от массовых и объемного расходомеров, влагомера, измерительных преобразователей давления, разности давлений и температуры, общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, передачу данных на верхний уровень.
К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Rate», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется СИКНС, прием и обработку управляющих команд оператора, формирование отчетных документов.
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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1 и 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК «ОКТОПУС-Л»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Описание |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма CRC 32) | 5ED0C426 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК автоматизированного рабочего места
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | RateCal |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма CRC 32) | F0737B4F |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч | от 5 до 120 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % | ±0,4 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | сырая нефть |
| Параметры измеряемой среды: - массовая доля воды в сырой нефти, % - массовая доля парафина, % - массовая доля механических примесей в сырой нефти, % - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 - рабочий диапазон давления измеряемой среды, МПа - рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °C - рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 - объемное содержание свободного газа в сырой нефти | не более 10,0 не более 6 не более 0,05 не более 100 от 0,2 до 4,0 от +5 до +40 от 800,0 до 950,0 отсутствует |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
| Параметры электропитания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38, 220±22 50±1 |
| Срок службы, лет | не менее 20 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 5- Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-1 (ДНС-19) Южно-Харампурского месторождения | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКНС | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-1 (ДНС-19) Южно-Харампурского месторождения. Методика поверки | НА.ГНМЦ.0303-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0303-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-1 (ДНС-19) Южно-Харампурского месторождения. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»
11.09.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда (часть 2) в соответствии с 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 «Инструкция. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС-1 (ДНС-19) Южно-Харампурского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз», ФР.1.29.2017.26875
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-1 (ДНС-19) Южно-Харампурского месторождения
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
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»
73774-19: Методика поверки НА.ГНМЦ.0303-18 МПСкачать838.5 Кб