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»
62578-15: Описание типа СИСкачать78.4 Кб