Система измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ "Азнакаевскнефть" на УПС "Бахчисарай" НГДУ "Прикамнефть"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПС «Бахчисарай» НГДУ «Прикамнефть» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти сырой.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти сырой с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, массовой доли растворенного газа. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, узла измерений параметров нефти сырой, системы обработки информации, узла подключения передвижной поверочной установки и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из двух (одного рабочего, одного резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, объемного расхода сырой нефти в узле измерений параметров нефти сырой (далее - БИК): в которые входят следующие средства измерений:

-    счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF300 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее - рег.) № 45115-10;

-    влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (далее - ВП), рег. № 14557-01, 14557-15;

-    датчики давления Метран-100, рег. № 22235-08;

-    термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-274, рег. № 21968-06, 21968-11;

-    преобразователь расхода турбинный МИГ-М, рег. № 65199-16.

В систему обработки информации системы входят:

-    комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03, рег.№ 19240-00;

-    автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора «Плазма».

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры для точных измерений МТИ, рег.№ 1844-63, 1844-15;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, рег. № 303-91.

Программное обеспечение

Система имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в комплексе измерительно-вычислительном ИМЦ-03 и АРМ оператора «Плазма», сведения об АРМ оператора « Плазма» приведены в таблице 1.

Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Идентиф икационные данные (признаки)

Значение

АРМ оператора «Плазма»

Идентификационное наименование ПО

dMetro150v13.dll

TELE Server.exe

ARM_SIKN.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.3

1.3

1.3

Цифровой идентификатор ПО

0961BEF2

0E0B193F

9D219CD5

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики системы

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений расхода, т/ч

от 20 до 100

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой:

-    при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории, %:

-    при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5 %

-    при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 7,38 % (при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 10,0 %);

-    определения массы нетто сырой нефти при определении объемной доли воды с применением ВП:

-    при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5 %

-    при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 7,38 % (при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 10,0 %).

±0,68

±0,6

0,56

0,6

Таблица 3 - Основные технические характеристики системы

Наименование характеристики

Значение

1

2

Измеряемая среда

нефть сырая

Диапазон плотности сырой нефти при +20 °С, кг/м3

от 860 до 905

Плотность пластовой воды, кг/м3, не более

1200

Диапазон кинематической вязкости, сСт

от 20 до 90

Диапазон давления, МПа

от 0,9 до 3,0

Диапазон температуры, °С

от -2 до +30

Массовая доля воды в сырой нефти, %, не более

10,0

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,02

Массовая концентрация хлористых солей в сырой нефти, мг/дм3, не более

20000

Содержание растворенного газа, м3/т, не более

0,75

Плотность газа, при стандартных условиях, кг/м3, не более

1,3

Содержание свободного газа, %

отсутствует

Режим работы системы

периодический

Параметры электрического питания:

-    напряжение, В

-    частота, Гц

380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1

1

2

Потребляемая мощность, кВт, не более

10

Условия эксплуатации

-    температура окружающей среды, °С

-    относительная влажность, %

-    атмосферное давление, кПа

от -35 до +35 от 30 до 80 от 84 до 106

Средний срок службы, лет, не менее

10

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПС «Бахчисарай» НГДУ «Прикамнефть»

заводской № 1

1

Инструкция по эксплуатации СИКНС на пункте сдачи нефти (ПСН) НГДУ «Азнакаевскнефть» при УПС «Бахчисарай» НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть»

-

1

Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПС «Бахчисарай» НГДУ «Прикамнефть». Методика поверки

МП 0715-9-2017

1

Поверка

осуществляется по документу МП 0715-9-2017 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПС «Бахчисарай» НГДУ «Прикамнефть». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 19 июля 2018 г.

Основные средства поверки:

- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверитель-ного клейма или наклейки.

Сведения о методах измерений

ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПС «Бахчисарай» НГДУ «Прикамнефть» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/21009-17 от 29.12.2017).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПС «Бахчисарай» НГДУ «Прикамнефть»

Приказ № 256 от 07.02.2018 «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»

Развернуть полное описание