Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Светлоозерского месторождения ЗАО «Предприятие Кара Алтын» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для автоматизированного коммерческого учета сырой нефти при проведении приемо-сдаточных операций между ЗАО «Предприятие Кара Алтын» и ООО «ППН-Сервис».
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее по тексту
- ПР). 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.
Конструктивно СИКНС состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров сырой нефти (далее по тексту - БИК), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
БФ состоит из двух линий (рабочей и резервной), в котором установлены два фильтра, манометры и преобразователь разности давления.
БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ, выходного коллектора.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)) и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF (регистрационный № 13425-01).
На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) в комплекте с преобразователем измерительным Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ПР по передвижной ПУ.
БИК выполняет функции оперативного контроля параметров сырой нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- влагомер поточный ВСН-АТ (регистрационный № 62863-15);
- два автоматических пробоотборника нефти «Отбор-А-Р слив».
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два измерительно-вычислительных контроллера OMNI-3000/6000 (далее по тексту
- ИВК) (регистрационный № 15066-04), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; и автоматизированное рабочее место оператора (далее по тексту - АРМ оператора), оснащенное средствами отображения, управления и печати.
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 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, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
СИКНС имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в ИВК и в АРМ оператора.
Идентификационные данные ПО ИВК приведены в таблице 1.
Идентификационные данные ПО АРМ оператора приведены в таблице 2.
Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1. Идентификационные данные ПО ИВК (основного и резервного)
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 24.75.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | 9F91 |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | CRC16 |
Таблица 2. Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | metrolog.dll | mDLL.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | 1.2.5.16 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7cd119f3c9115b250 a601b7cadc61b4d | ef9f814ff4180d55bd 94d0debd230d76 |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 10 до 21 |
| 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 сырой нефти 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 сырой нефти в лаборатории по ГОСТ 2477-2014 при содержании воды в сырой нефти, %: от 0 до 2 % свыше 2 до 5 % | ±0,35 ±0,50 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3 - давление, МПа - температура, °С - объемная 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 900 до 930 от 0,6 до 1,5 от +20 до +50 5 0,1 2800 0,2 0,1 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 400±40, 230±23 50±0,4 |
| Габаритные размеры, мм, не более - высота - ширина - длина | 3000 3000 9000 |
| Масса, кг, не более | 10000 |
| Условия эксплуатации: - температура в блок-боксе СИКНС, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от +5 до +30 95 от 84,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч | 10 20000 |
| Режим работы СИКНС | периодический |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность СИ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Светлоозерского месторождения ЗАО «Предприятие Кара Алтын», зав. № 7 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0385-19 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0385-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Светлоозерского месторождения ЗАО «Предприятие Кара Алтын». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 05.09.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда (установки поверочные передвижные с расходомерами) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от
07.02.2018 г. № 256;
- 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 МН 950-2019 «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Светлоозерского месторождения ЗАО «Предприятие Кара Алтын», ФР.1.29.2019.34561.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Светлоозерского месторождения ЗАО «Предприятие Кара Алтын»
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
77349-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0385-19 МПСкачать12.1 Мб