Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Парфеновская» ЦПНГ-5 (далее - СИКНС) предназначена для измерений массового расхода и массы сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры и влагосодержания.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
СИКНС состоит из:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ) DN 150, 1 рабочая и 1 контрольнорезервная измерительные линии (далее - ИЛ);
- блок измерений параметров качества нефти сырой (далее - БИК);
- СОИ.
Каждая ИЛ СИКНС включает в свой состав счетчик-расходомер массовый «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный номер 42953-15), (далее - счетчик-расходомер массовый), датчик давления Метран-55 (регистрационный номер 18375-08), термопреобразователь сопротивления взрывобезопасный с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 9418 (регистрационный номер 17627-98).
БИК включает в свой состав влагомер нефти сырой ВСН-2 (регистрационный номер 24604-12), модификация ВСН-2-50-100; датчик давления Метран-55 (регистрационный номер 18375-08); термопреобразователь сопротивления взрывобезопасный с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 9418 (регистрационный номер 17627-98); расходомер-счетчик жидкости турбинный типа PTF (регистрационный номер 11735-00), исполнение PTF-50.
СОИ включает в свой состав комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (регистрационный номер 43239-15) (далее - ИВК).
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы сырой нефти, проходящей через БИЛ, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и влагосодержания нефти;
- местное измерение давления и температуры сырой нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти, используя результаты измерений в лаборатории массовой доли механических примесей, результаты измерений в лаборатории массовой концентрации хлористых солей, а также вычисленное по результатам измерений объемной доли воды значение массовой доли воды;
- автоматизированный контроль метрологических характеристик рабочего счетчика-расходомера массового с помощью контрольного счетчика-расходомера массового;
- автоматизированный контроль метрологических характеристик и поверка счетчиков-расходомеров массовых с помощью передвижной поверочной установки;
- защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;
- автоматический и ручной отбор пробы в БИК;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защиту системной информации от несанкционированного доступа;
- индикация, регистрация, хранение и передача в системы верхнего уровня текущих, средних и интегральных значений измеряемых и вычисляемых параметров;
- контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;
- формирование и хранение отчетов об измеренных и вычисленных параметрах;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС реализовано на базе ИВК и «Rate АРМ оператора УУН». ПО СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа. ПО СИКНС разделено на ПО нижнего и верхнего уровней.
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров системой разграничения уровней доступа паролями.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o | Rate АРМ оператора УУН |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.10 | 2.3.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 24821СЕ6 | F0737B4F |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | CRC32 | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | сырая нефть |
| Диапазоны входных параметров измеряемой среды: | |
| - массы сырой нефти за час, т | от 35 до 500 |
| - избыточного давления, МПа, не более | 4,0 |
| - температуры, °С | от +5 до +40 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером поточным, %, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти: | |
| - от 0 до 10 % включ. | ±1,4 |
| - св. 10 до 20 % включ. | ±1,5 |
| - св. 20 до 50 % включ. | ±3,0 |
| - св. 50 до 70 % включ. | ±5,0 |
| - св. 70 до 80 % включ. | ±11,3 |
| - св. 80 до 90 % включ. | ±22,6 |
Продолжение таблицы 2
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в лаборатории, %, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти: - от 0,03 до 10,00 % включ. | ±3,1 |
| - св. 10 до 20 % включ. | ±3,6 |
| - св. 20 до 50 % включ. | ±37,7 |
| - св. 50 до 70 % включ. | ±70,4 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды влагомером сырой нефти лабораторным, %, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти: - от 0,1 до 10,0 % включ. | ±0,5 |
| - св. 10 до 20 % включ. | ±0,8 |
| - св. 20 до 50 % включ. | ±1,2 |
| - св. 50 до70 % включ. | ±2,5 |
| - св. 70 до 80 % включ. | ±4,5 |
| - св. 80 до 90 % включ. | ±6,0 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), мА | ±0,015 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности подсчета количества импульсов, % | ±0,005 |
| Физико-химические свойства измеряемой среды: - плотность обезвоженной дегазированной сырой нефти, приведенная к +20 °С, кг/м3 | от 810 до 890 |
| - кинематическая вязкость, мм2/с | от 3.3 до 12,0 |
| - объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 90 |
| - массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной сырой нефти, мг/дм3 | от 150 до 901 |
| - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной сырой нефти, % | от 0,001 до 0,05 |
| - объемная доля растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих 33 | от 12,70 до 13,43 |
| условиях, м /м |
| - плотность растворенного газа в сырой нефти, при стандартных условиях, кг/м3 | от 1,103 до 1,207 |
| - свободный газ | не допускается |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры электропитания: а) напряжение, В: - силовое оборудование - технические средства СОИ б) частота, Гц | 380+373 220+232 50±1 |
| Потребляемая мощность, ВА, не более | 400 |
| Продолжение таблицы 3 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Габаритные размеры площадки СИКНС, мм, не более: | |
| - длина | 9000 |
| - ширина | 3000 |
| - высота | 2400 |
| Условия эксплуатации СИКНС: | |
| а) температура окружающей среды, °С: | |
| - в месте установки ИЛ | от -35 до +45 |
| - в месте установки БИК, СОИ | от +15 до +35 |
| б) относительная влажность, % | от 30 до 80, |
| | без конденсации |
| в) атмосферное давление, кПа | от 84,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, установленную на СИКНС методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Парфеновская» ЦПНГ-5, заводской № 12 | - | 1 шт. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Парфеновская» ЦПНГ-5. Паспорт | - | 1 экз. |
| Инструкция АО «Самаранефтегаз». Эксплуатация системы измерения количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды «Парфеновская» цеха подготовки нефти и газа № 5 | П4-04 И-048 ЮЛ-035 | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Парфеновская» ЦПНГ-5. Методика поверки | МП 1312/1-311229-2017 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1312/1-311229-2017 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Парфеновская» ЦПНГ-5. Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 13 декабря 2017 г.
Основные средства поверки:
- средства измерений в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКНС;
- калибратор многофункциональный MC5-R-IS, диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА), диапазон воспроизведения последовательности импульсов 0...9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 12 В, погрешность ±(0,2 В + 5 % от установленного значения).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
«Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти сырой. Методика измерений массы нефти системой измерений количества и параметров нефти сырой прямым методом динамических измерений на оперативном узле учета нефти УПСВ Парфёновская АО «Самаранефтегаз», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 16-05889-010-90-RA.RU.311959-2017.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Парфеновская» ЦПНГ-5
Приказ Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 года «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»
71733-18: Методика поверки МП 1312/1-311229-2017Скачать626.3 Кб