Система измерений количества и параметров нефти сырой приемо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО "Варьеганнефть"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Найдено поверителей 2

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой приёмо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО «Варьёганнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы и параметров сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти.

Описание

СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от СРМ, преобразователей давления, температуры, плотности, влагосодержания.

В состав СИКНС входят:

-    блок фильтров (далее - БФ);

-    блок измерительных линий (далее - БИЛ): 1 рабочая, 1 контрольная и 1 резервная измерительные линии (далее - ИЛ);

-    блок измерений качества нефти сырой (далее - БИК);

-    узел подключения к передвижной поверочной установке (далее - ПУ);

-    СОИ.

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.

Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:

-    измерение массы сырой нефти прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности сырой нефти;

-    определение массы нетто сырой нефти;

-    дистанционное и местное измерение давления и температуры сырой нефти;

-    контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочих СРМ по контрольно-резервному СРМ;

-    КМХ и поверка рабочих и контрольно-резервного СРМ по передвижной ПУ;

-    автоматический и ручной отбор проб по ГОСТ 2517-2012;

-    отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;

-    защита системной информации от несанкционированного доступа.

Средства измерений (далее - СИ), а так же другие технические средства, входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.

Наименование СИ

Количество

Г осреестр №

БФ

Преобразователь давления измерительный APC 2000 ALW

1

48825-12

Преобразователь давления измерительный APR 2000 ALW

1

48825-12

БИЛ

Расходомеры массовые Promass 83F

3

15201-11

Преобразователи давления измерительные APC 2000 ALW

5

48825-12

Датчики температуры CTR-ALW

5

51742-12

БИК

Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835

1

52638-13

Счетчик нефти турбинный МИГ-32

1

26776-08

Влагомер сырой нефти ВСН-АТ

1

42678-09

Датчик температуры CTR-ALW

1

51742-12

Преобразователь давления измерительный APC 2000 ALW

1

48825-12

Щелевое пробозаборное устройство с лубрикатором

1

-

Ручной пробоотборник «Стандарт-Р»

1

-

Автоматический пробоотборник «Стандарт-А»

2

-

Прибор УОСГ-100

1

16776-11

СОИ

Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК)

1

43239-09

АРМ оператора СИКНС

1

-

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий

Уровень защиты ПО и измерительной информации - высокий по Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 2.

Таблица 2

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

RateCalc.dll

Formula.o

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.3.1.1

6.05

Цифровой идентификатор ПО

B6D270DB

DFA87DAC

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC-32

CRC-32

Другие идентификационные данные

ПО АРМ оператора СИКНС

ПО ИВК

Технические характеристики

приведены в таблице 3.

Наименование характеристики

Значение

характеристики

Рабочая среда

сырая нефть

Избыточное давление сырой нефти на входе СИКНС, МПа

от 0,15 до 0,5

Температура сырой нефти, °С

от 3 до 30

Массовый расход сырой нефти через СИКНС, т/ч

от 5 до 50

Физико-химические свойства сырой нефти:

-    плотность при 20°С, кг/м

-    массовая доля воды, %, не более

-    массовая доля механических примесей, %, не более

-    массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

-    объемное содержание свободного газа, %, не более

-    кинематическая вязкость при 20°С, мм /с (сСт), не более

от 820 до 960 70 0,1 900 1 7

Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто сырой нефти, %:

-    при объемной доле воды в сырой нефти от 10 % до 20 %

-    при объемной доле воды в сырой нефти от 20 % до 50 %

-    при объемной доле воды в сырой нефти от 50 % до 70 %

-    при объемной доле воды в сырой нефти от 70 % до 85 %

±1,5

±2,5

±5,0

±15,0

Режим работы СИКНС

непрерывный

Условия эксплуатации СИКНС:

-    температура окружающей среды в месте установки СИ СИКНС, °С

-    температура окружающей среды в месте установки СОИ, °С

-    относительная влажность, %

-    атмосферное давление, кПа

от 10 до 30

от 15 до 25 от 30 до 80 от 84 до 106,7

Параметры электропитания:

-    напряжение, В:

силовое оборудование технические средства СОИ

-    частота, Гц

380, трехфазное 220, однофазное 50±1

Потребляемая мощность, кВ • А, не более

70

Габаритные размеры (ДхШхВ), мм, не более:

12000*3150x4905

Масса, кг, не более

15000

Средний срок службы, лет, не менее

10

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

приведена в таблице 4.

Таблица 4

Наименование

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой приёмосдаточного пункта сырой нефти ОАО «Варьёганнефть», зав. №4388

1 экз.

Система измерений количества и параметров нефти сырой приёмосдаточного пункта сырой нефти ОАО «Варьёганнефть». Формуляр

1 экз.

МП 213-30151-2015 ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой приёмо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО «Варьёганнефть». Методика поверки

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 213-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой приёмо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО «Варьёганнефть». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 10 июня 2015 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 0...9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В); диапазон воспроизведения частотных сигналов прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %.

Сведения о методах измерений

Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений количества и параметров нефти сырой приёмо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО «Варьёганнефть», Регистрационный код методики измерений ФР.1.29.2015.21000.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой приёмо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО «Варьёганнефть»

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 АО «ГМС Нефтемаш»

Развернуть полное описание