Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Центральная Оха» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти.
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 100, 1 рабочая и
1 контрольно-резервная измерительные линии (далее - ИЛ);
- блок измерений параметров качества нефти сырой (далее - БИК);
- СОИ.
СИКНС включает в свой состав расходомер массовый Promass (модификации Promass 300, Promass 500) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 68358-17), преобразователь расхода Promass F, электронный преобразователь Promass 300 (далее -РМ); датчик давления Метран-150 (регистрационный номер 32854-13), модель 150TGR; преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP (регистрационный номер 41560-09), модель РМР71; датчик давления Метран-150 (регистрационный номер 32854-09), код исполнения G; датчик давления «ЭЛЕМЕР-100» (регистрационный номер 39492-08), обозначение ЭЛЕМЕР-100-ДИ; датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16).
БИК включает в свой состав влагомер нефти поточный УДВН-1пм (регистрационный номер 14557-15), исполнение УДВН-1пм1; датчик давления Метран-150 (регистрационный номер 32854-13), модель 150TGR; датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16).
СОИ включает в свой состав комплекс измерительно-вычислительный расхода и количества жидкостей и газов АБАК+ (регистрационный номер 52866-13) (рабочий и резервный), исполнение ИнКС.425210.003 (далее - ИВК); преобразователи измерительные серии IMX12 (регистрационный номер 65278-16), модель IMX12-AI.
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 РМ с помощью контрольного РМ;
- автоматизированный контроль метрологических характеристик и поверка РМ 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.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров с помощью системы идентификации пользователя.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ИВК | АРМ оператора |
| Идентификационное наименование ПО | Abak.bex | mDLL.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 | 1.1.4.14 |
| Цифровой идентификатор ПО (CRC32) | 4069091340 | 7c42a17d6418a5348 65ea6eae1d36a3c |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т /ч | от 5 до 100 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды с применением влагомера УДВН-1пм1, при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 4,32 % включ., % | ±0,35 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014, %, не более, в диапазоне массовой доли воды в сырой нефти: - от 0 до 2,54 % включ. - св. 2,54 до 5,00 % включ. | ±0,34 ±0,49 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности* измерений сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА, % от диапазона измерений, не более | ±0,12 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности подсчета количества импульсов (импульсного сигнала) на каждые 10000 импульсов, импульс | ±1 |
| * r-\ W За нормирующее значение приведеннои погрешности принята разность между максимальным и минимальным значениями диапазона измерений входного аналогового сигнала силы постоянного тока. |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | сырая нефть |
| Диапазоны изменения давления измеряемой среды, МПа Диапазоны изменения температуры измеряемой среды, °С | от 0,6 до 4,0 от 5 до 50 |
| Физико-химические свойства измеряемой среды: - плотность обезвоженной дегазированной сырой нефти, приведенная к 20 °С, кг/м3 - кинематическая вязкость при 20 °С, мм2/с, не более - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной сырой нефти, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной сырой нефти, %, не более - массовая доля серы, %, не более - массовая доля парафинов, %, не более - массовая доля сероводорода, млн-1, не более - массовая доля метил и этил-меркаптанов в сумме, млн-1, не более - содержание свободного газа | от 858 до 930 100 5,0 900 0,05 0.5 1,5 0,2 1, 8 не допускается |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц | 380+33, 220+22 50±1 |
| Габаритные размеры площадки СИКНС, мм, не более: - длина - ширина - высота | 12000 3000 3600 |
| Условия эксплуатации СИКНС: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -39 до +38 от 30 до 80,без конденсации от 84,0 до 106,7 |
| Наименование характеристики | Значение |
| 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 выходе УПН «Центральная Оха» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», заводской № 504 | - | 1 шт. |
| Паспорт | - | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0709/2-311229-2020 | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Центральная Оха» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2019.34758.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Центральная Оха» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»
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»
81034-21: Методика поверки МП 0709/2-311229-2020Скачать5.1 Мб