Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой оперативного узла учета Компании КанБайкал Резорсез Инк, расположенного в точке подключения УДР ЦПС ООО «ЗМБ» (далее СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти при товарообменной операции между Компанией КанБайкал Резорсез Инк и ООО «Западно-Малобалыкское».
Описание
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти с помощью преобразователей массового расхода, поточного преобразователя плотности, преобразователей температуры, давления и измерительно-вычислительного комплекса (ИВК).
Сигналы с первичных преобразователей поступают на соответствующие входы ИВК, ИВК преобразует их в числовое значение величин и передает данные на АРМ оператора СИКНС. АРМ оператора, с учетом параметров качественного состава сырой нефти, вычисляет массу нетто нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из функционально объединенных блоков:
- блока измерительных линий (БИЛ);
- блока измерений параметров качества нефти (БИК);
- блока фильтров (БФ);
- системы сбора и обработки информации (СОИ).
БФ состоит из двух фильтров: одного рабочего и одного резервного. БФ осуществляет тонкую очистку нефти от механических примесей.
БИЛ состоит из одной измерительной рабочей линии и одной контрольной, с функцией резервной. Измерение массы брутто сырой нефти выполняет счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF 300.
БИК укомплектован влагомером, плотномером, преобразователем избыточного давления, измерительным преобразователем температуры, предназначенными для контроля параметров качества нефти. В БИК предусмотрено место и технологическая обвязка для подключения рабочего эталона плотности - пикнометрической установки, устройств для контроля содержания газа в нефти УОСГ.
В состав СОИ СИКНС входят: шкаф ИВК, шкаф вторичной аппаратуры и программируемого логического контроллера вспомогательных систем, автоматизированное рабочее место оператора (АРМ оператора).
Система сбора и обработки информации и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих функций:
- измерение в автоматическом режиме:
1) массового расхода сырой нефти по каждой измерительной линии и в целом по СИКНС;
2) объемного расхода сырой нефти в БИК;
3) объемной доли воды в сырой нефти;
4) давления в БИЛ и БИК;
5) температуры в БИЛ и БИК;
6) плотности нефти;
- расчет в автоматическом режиме:
1) суммарной массы брутто сырой нефти от начала отчетного периода и за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки);
2) суммарной массы нетто нефти с учетом параметров качественного состава сырой нефти (плотность, влагосодержание, массовая доля механических примесей, массовая концентрация хлористых солей), измеренных или введенных вручную по результатам лабораторного анализа, от начала отчетного периода и за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки);
3) средних значений температуры, давления, влагосодержания нефти за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки, с начала партии);
- автоматическая обработка результатов поверки и контроля метрологических характеристик средств измерений;
- световая и звуковая сигнализация запредельных и аварийных состояний СИКНС и запредельных характеристик по нефти;
- передача измеряемых и расчетных параметров в АРМ оператора СИКНС.
Вид измерительной системы в соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002: ИС-2.
Программное обеспечение
Программное обеспечение состоит из микропрограммы «icc» в составе ИВК и программы модуля верхнего уровня «Start.gdf» для АРМ Вектор.
Микропрограмма «icc» обеспечивает функции ИВК по преобразованию и передаче измерительных сигналов от первичных преобразователей к АРМ оператора.
Программа модуля верхнего уровня «Start.gdf» обеспечивает функции АРМ оператора СИКНС по вычислению результатов измерений.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Измерительновычислительный комплекс «Вектор-02» на базе контроллера MicroPC | icc | 6.4.1 | 81AA6AED | Для вычисления использована программа Arpoon Checksum Version 1.5 |
| Автоматизированное рабочее место оператора «АРМ Вектор» | Start.gdf | 9.13 | AC7F9EE3 | Для вычисления использована программа Arpoon Checksum Version 1.5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений С по МИ 3286-2010.
Монтаж и наладка СИКНС осуществляется непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
Технические характеристики
Пределы измерений:
от 20 до 150 т/ч
от 0,2 до 4,0 МПа
от 0 до + 50 °С
от 820 до 900 кг/м3 до 10 %
- массового расхода СИКНС
- давления
- температуры
- плотности
- объемной доли воды в сырой нефти
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения:
- массы брутто сырой нефти ± 0,25 %
- массы нетто сырой нефти ± 0,4 %
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерения давления ± 0,5 %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры ± 0,2 оС
Пределы допускаемой абсолютной погрешности объемной доли воды в сырой нефти ± 0,1 % Предел допускаемой абсолютной погрешности измерения плотности ± 0,3 кг/м3
Предел допускаемой относительной погрешности измерения расхода в БИК ± 5,0 %
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха:
- для первичных измерительных преобразователей
- для ИВК и АРМ оператора верхнего уровня
Относительная влажность окружающего воздуха:
- для первичных измерительных преобразователей
- для устройств, устанавливаемых вне технологической части СИКНС
Режим работы
Напряжение питания переменного тока с частотой (50 ± 1) Гц
от 0 до + 50 оС от + 5 до + 40 оС
до 98 %
до 85 %
непрерывный
220 В
+10%
-15 %
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом и на маркировочную табличку СИКНС графическим методом.
Комплектность
Таблица 2
| Наименование и тип средства измерений | Метрологические характеристики | Кол-во | Номер Г осрее-стра |
| Блок фильтров |
| Манометры показывающие для точных измерений МПТИ У2-4,0 | Верхний предел измерений 4 МПа, класс точности 0,6 | 2 | 37047-08 |
| Блок измерительных линий |
| Счетчик-расходомер массовый Mid’o Motion CMF 300 (контрольный) в комплекте с измерительным преобразователем MVD 2700 | Верхний предел расходов 272 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,2 % | 1 | 45115-10 |
| Счетчик-расходомер массовый Mid'o Motion CMF 300 (рабочий) в комплекте с измерительным преобразователем MVD 2700 | Верхний предел расходов 272 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,25 % | 1 | 45115-10 |
| Т ермопреобразователь сопротивления с измерительными преобразователями 644 | Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, допускаемая абсолютная погрешность ± 0,2 °С | 1 | 39539-08 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | Верхний предел измерений 4,0 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 % | 1 | 14061-10 |
| Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 | Диапазон измерений от 0 до + 55 °С, цена деления 0,1 °С, предел допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С | 1 | 303-91 |
| Манометр показывающий для точных измерений МПТИ У2-4,0 | Верхний предел измерений 4,0 МПа, класс точности 0,6 | 1 | 37047-08 |
| Блок измерения параметров качества нефти |
| Влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 | Верхний предел измерений 10 %, предел допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 % | 1 | 14557-10 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные «Solartron» 7835 | Диапазоне измерений от 700 до 1100 кг/м3, предел допускаемой погрешности преобразования плотности ± 0,3 кг/м3 | 1 | 15644-06 |
| Т ермопреобразователь сопротивления с измерительными преобразователями 644 | Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, допускаемая абсолютная погрешность ± 0,2 °С | 1 | 39539-08 |
| Наименование и тип средства измерений | Метрологические характеристики | Кол-во | Номер Г осрее-стра |
| Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 | Диапазон измерений от 0 до + 55 °С, цена деления 0,1 °С, предел допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С | 1 | 303-91 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | Верхний предел измерений 4,0 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 % | 1 | 14061-10 |
| Манометры показывающие для точных измерений МПТИ У2-4,0 | Верхний предел измерений 4,0 МПа, класс точности 0,6 | 2 | 37047-08 |
| Расходомер жидкости турбинный PTF 025 | Диапазон измерений до 20 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 % | 1 | 11735-06 |
| Блок управления |
| Измерительно-вычислительный комплекс ИВК «Вектор-02» | Предел допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % | 1 | 43724-10 |
| АРМ-оператора | | 1 | |
| Комплект документации |
| Руководство по эксплуатации, экз. | | 1 | |
| Методика поверки, экз. | | 1 | |
Поверка
осуществляется по документу МП 50351-12 «Инструкция ГСИ Система измерений количества и параметров качества оперативного узла учета сырой нефти Компании КанБайкал Резорсез Инк, в точке подключения УДР ЦПС ООО «ЗМБ». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 08 ноября 2011 г..
Перечень основного поверочного оборудования указан в таблице 3. Таблица 3
| Средства измерений | Характеристики средств измерений |
| Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти (УПВА) | Диапазон измерения по току 0-20 мА, по частоте до 15000Гц, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,025 % |
| Магазин сопротивлений Р4831 | Диапазон сопротивлений от 0 до 300 Ом; погрешность не более ± 0,02 % |
| Калибратор давления | Диапазон давлений от 0 до 10,0 МПа, класс точности 0,04 |
| Калибратор температуры | Диапазон температур от минус 50 до +50 оС; абсолютная погрешность не более ± 0,05 оС |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные «So-lartron» типа 7835 | Диапазон плотностей от 700 до 1100 кг/м3; погрешность измерения не более ± 0,10 кг/м3 |
| Трубопоршневая установка 2 разряда ОЗНА-Прувер С-280 | Диапазон расхода (10 -280) м3/ч предел допускаемой относительной погрешности ± 0,1 % |
| Примечание: возможно применение других эталонных средств измерений с характеристиками не хуже чем указаны выше. |
Сведения о методах измерений
«Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров качества оперативного узла учета сырой нефти (ОУУН) Компании КанБайкал Резорсез Инк, в точке подключения УДР ЦПС ООО «ЗМБ»» Разработана и аттестована 18.08.2011 г. ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень.
Нормативные документы
- ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования;
- ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Рекомендации к применению
- товарообменные операции.
