Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ЦППН Тунгор ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы (массового расхода), параметров нефти сырой (далее -нефть) и вычисления массы нетто нефти при учетных операциях.
Описание
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью расходомеров массовых (далее - РМ). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от РМ, датчиков давления, температуры, 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.
В состав СИКНС входят:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ);
- блок фильтров (далее - БФ);
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ);
- узел подключения пикнометрической установки и УОСГ;
- СОИ.
БИЛ включает одну рабочую и одну резервно-контрольную измерительные линии с диаметром условного прохода (Ду) 100 мм.
Состав СОИ:
- шкаф СОИ;
- автоматизированное рабочее место оператора СИКНС.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы (массового расхода) нефти прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- вычисление массы нетто нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- измерение в автоматическом режиме объемной доли воды в нефти, перепада давления на фильтрах;
- контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочего РМ по контрольно-резервному РМ;
- поверка и КМХ РМ по ППУ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- автоматический и ручной отбор проб;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКНС при эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных (барьеров искрозащиты) модели ^Z610 (Госреестр №47073-11).
Средства измерений (далее - СИ), а так же другие технические средства, входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
| № п/п | Наименование СИ | Количество | Г осреестр № |
| Приборы контрольно-измерительные показывающие |
| 1. | Манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 | 12 | 26803-11 |
| 2. | Манометр показывающий МП2-У | 11 | 10135-10 |
| 3. | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 | 4 | 303-91 |
| БФ |
| 1. | Преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD75 | 2 | 41560-09 |
| БИЛ |
| 1. | Расходомер массовый Promass 83F1H | 2 | 15201-11 |
| 2. | Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 | 2 | 41560-09 |
| 3. | Преобразователи измерительные серии iTEMP TMT182 | 2 | 57947-14 |
| 4. | Термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, TST модели TR88 | 2 | 49519-12 |
| Выходной коллектор |
| 1. | Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 | 1 | 41560-09 |
| 2. | Преобразователи измерительные серии iTEMP TMT182 | 1 | 57947-14 |
| 3. | Термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, TST модели TR88 | 1 | 49519-12 |
| БИК |
| 1. | Влагомер нефти поточный УДВН-1 пм | 1 | 14557-10 |
| 2. | Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 | 1 | 41560-09 |
| 3. | Преобразователи измерительные серии iTEMP TMT182 | 1 | 57947-14 |
| 4. | Термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, TST модели TR88 | 1 | 49519-12 |
| 5. | Счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш | 1 | 26776-08 |
| СОИ |
| 1. | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (далее -FloBoss S600+) | 2 | 38623-11 |
| 2. | Преобразователь измерительный (барьер искрозащиты) модели ^Z610 | 12 | 47073-11 |
| 3. | АРМ оператора СИКНС | 1 | - |
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется автоматическим контролем целостности метрологически значимой части ПО, путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа. Для программной защиты от несанкционированного доступа предусмотрено разграничение уровней паролями. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием FloBoss S600+. Уровень защиты ПО и измерительной информации - высокий по Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКНС представлены в таблице 2.
| Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКН | [С |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | KMH.DLL | LabdataDLL.DLL |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 5E30DEFA | 7B9D9C33 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 | CRC32 |
| Наименование программного обеспечения | Модуль проведения КМХ массомеров по контрольнорезервному | Модуль формирования паспорта качества |
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКНС представлены в таблице 3.
| Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики СИКН | С |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Массовый расход нефти, т/ч | от 120 до 190 |
| Избыточное давление нефти, МПа | от 2 до 4 |
| Температура нефти, °С | от 5 до 50 |
| Физико-химические свойства нефти: - плотность обезвоженной дегазированной нефти в рабочем диапазоне температур, кг/м3 - плотность пластовой воды при стандартных условиях, кг/м3 - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - вязкость кинематическая при стандартных условиях, мм /с (cC^ - содержание растворенного газа - содержание свободного газа | от 840 до 890 от 1000 до 1015 0,5 0,5 100 от 3 до 20 не допускается не допускается |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Режим работы СИКНС | периодический |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Условия эксплуатации СИ СИКНС: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от 5 до 35 95 от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В: силовое оборудование технические средства СОИ - частота, Гц | 380, трехфазное 220, однофазное 50±1 |
| Потребляемая мощность, В А, не более | 3000 |
| Г абаритные размеры, мм, не более - блок-бокса (ДхШхВ) - шкафа СОИ (ДхШхВ) | 12000x3250x3340 800x600x2000 |
| Масса, кг, не более - блок-бокса - шкафа СОИ | 15000 250 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ЦИИН Тунгор ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», заводской номер 342 | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ЦИИН Тунгор ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Паспорт | 1 экз. |
| МП 138-30151-2014. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ЦИИН Тунгор ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Методика поверки | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ЦИИН Тунгор ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Руководство по эксплуатации | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 138-30151-2014 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ЦППН Тунгор ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 10 декабря 2014 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- калибратор многофункциональный MC5-R, диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения последовательности импульсов от 0 до 9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В, погрешность ±(0,2 В + 5 % от установленного значения).
Сведения о методах измерений
«ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ЦППН Тунгор ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», свидетельство МНП.11.333.01.00264-2011.2014 об аттестации методики (метода) измерений, утвержденного ФБУ «ЦСМ Республики Башкортостан» 25.04.2014 г.
Нормативные и технические документы, распространяющиеся на систему измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ЦППН Тунгор ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»
1. ГОСТ Р 8.596 - 2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
3. Техническая документация ООО «Татинтек».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли;
- при выполнении государственных учетных операций и учете энергетических ресурсов.
60280-15: Описание типа СИСкачать83.4 Кб