Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-30 АО «Татех» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси (далее по тексту - сырой нефти).
Описание
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы сырой нефти.
При прямом методе динамических измерений массу сырой нефти определяют с помощью счетчиков -расходомеров массовых Micro Motion (далее по тексту - МНР). Выходные электрические сигналы МПР поступают на соответствующие входы контроллера измерительновычислительного OMNI-3000/6000 (далее по тексту - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Часть средств измерений (СИ) СИКНС формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК) метрологические характеристики которых определяются комплектным методом. 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.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий с двумя рабочими измерительными линиями (ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ, входного и выходного коллектора СИКНС, блока измерений параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки и системы сбора и обработки информации.
В состав СИКНС входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)) приведенный в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
| Наименование СИ | Регистрационный № |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF | 13425-06 |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF | 45115-10 |
| Датчики давления «Метран-100» | 22235-01 и 22235-08 |
| Преобразователи измерительные RTT20 | 20248-05 |
| Влагомер поточный ВСН-АТ | 62863-15 |
| Контроллер измерительно-вычислительный OMNI-3000/6000 | 15066-95 |
| Преобразователь расхода турбинный МИГ -М | 65199-16 |
| Счетчик нефти турбинный МИГ | 26776-04 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| Манометры для точных измерений типа МТИ | 1844-63 |
| Манометры ФТ | 60168-15 |
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы сырой нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти;
- автоматическое измерение давления и температуры нефти сырой;
- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти сырой;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти сырой;
- поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной поверочной установке, КМХ рабочих МПР по контрольно-резервному МПР;
- отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
обеспечивает реализацию функций СИКНС. Программное обеспечение (ПО) СИКНС реализовано в ИВК и автоматизированном рабочем месте оператора АО «Татех» (далее по тексту - АРМ оператора). Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 2. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | basex.exe | poverka.exe | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | V.1.0 | V.1.0 | 024.73 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 0f041e66e72 01f22bb6d68 440960790e | c7a4eab0527 b6b81102b53 60e7a50021 | 1ЕВА |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | M | D5 | - |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 17 до 130 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в сырой нефти в лаборатории по ГОСТ 2477-2014, % | ±0,47 |
| Номер ИК | Наимен-вание ИК | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерений, т/ч | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторичная часть |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1, 2, 3 | ИК массы и массового расхода сырой нефти | 3 (ИЛ 1, ИЛ 2, ИЛ 3) | МПР | ИВК | от 17 до 130 | ±0,251) (±0,202)) |
| 1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода в диапазоне расходов. 2) Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода в точках диапазона расходов для ИК с МПР, применяемым в качестве контрольного. |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | смесь нефтегазоводяная |
| Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление, МПа - плотность, кг/м3 - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - содержание свободного газа, %, не более - содержание растворенного газа, м3/м3, не более | от +5 до +60 от 0,2 до 1,6 от 860 до 920 4 15 000 0,05 0,2 5 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 230±23, 400±40 50±0,4 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -40 до +40 95 от 84,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч | 8 20 000 |
| Режим работы СИКНС | периодический |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-30 АО «Татех», зав. № 01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0506-20 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0506-20 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-30 АО «Татех». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 16.07.2020 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 -го разряда (установки поверочные передвижные с расходомерами) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1 %;
- 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 962-2019 «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-30 АО «Татех», ФР.1.28.2019.35832.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-30 АО «Татех»
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
80464-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0506-20 МПСкачать14.9 Мб