Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО "Предприятие Кара Алтын" при промышленной базе ОАО "Татнефтепром-Зюзеевнефть"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Предприятие Кара Алтын» при промышленной базе ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы, параметров нефти сырой и определения массы нетто нефти сырой.

Описание

СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефти сырой 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, влагосодержания.

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.

В состав СИКНС входят:

-    блок фильтров (далее - БФ);

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

-    выходной коллектор;

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

-    узел подключения поверочной установки (далее - ПУ);

-    СОИ.

Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:

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

-    определение массы нетто нефти сырой;

-    дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти сырой;

-    измерение в автоматическом режиме объемной доли воды в нефти сырой, перепада давления на фильтрах;

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

-    КМХ рабочего и контрольно-резервного СРМ по передвижной ПУ;

-    автоматический и ручной отбор проб;

-    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.

Таблица 1

п/п

Наименование СИ

Количество

Г осреестр №

Приборы контрольно-измерительные показывающие

1.

Манометр для точных измерений МТИ

10

1844-63

2.

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4

5

303-91

БФ

1.

Преобразователь давления измерительный 3051 CD

1

14061-10

БИЛ

1.

Счетчик-расходомер массовый CMF 300 с измерительным преобразователем 2700

2

45115-10

2.

Преобразователь давления измерительный 3051TG

2

14061-10

3.

Датчик температуры 644

2

39539-08

Выходной коллектор

1.

Преобразователь давления измерительный 3051TG

1

14061-10

БИК

1.

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм1 (далее -влагомер)

1

14557-10

2.

Счетчик-расходомер массовый F200 с измерительным преобразователем 2700

1

45115-10

3.

Преобразователь давления измерительный 3051TG

1

14061-10

4.

Датчик температуры 644

1

39539-08

5.

Автоматический пробоотборник Отбор-А-Р слив

2

-

6.

Узел подключения прибора УОСГ (Госреестр №16776-11) и пикнометрической установки

1

-

Узел подключения ПУ

1.

Преобразователь давления измерительный 3051TG

2

14061-10

2.

Датчик температуры 644

2

39539-08

СОИ

1.

Контроллер измерительно-вычислительный 0MNI6000 (далее - контроллер)

2

15066-04

2.

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 аутентификации (введением пароля администратора) и идентификации (отображением на информационном дисплее СИКНС структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии и цифровой идентификатор (контрольную сумму) ПО), а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием ИВК.

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

ПО АРМ оператора СИКНС АРМ «Сфера»

OMNI-6000

OMNI-6000

Номер версии

(идентификационный номер) ПО

3.00

24.75.01

24.75.01

Цифровой идентификатор ПО

07ESBEE3

09С2

0942

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC-32

CRC-16

CRC-16

Другие идентификационные данные

ПО АРМ оператора СИКНС

ПО OMNI6000 рабочий

ПО OMNI6000 резервный

Технические характеристики

Таблица 3

Наименование характеристики

Значение

характеристики

Рабочая среда

нефть сырая

Избыточное давление нефти сырой, МПа

от 0,5 до 1,5

Температура нефти сырой, °С

от 10 до 50

Массовый расход нефти сырой, т/ч:

-    в диапазоне температур от 10 до 14 °С

-    в диапазоне температур от 14 до 50 °С

от 14 до 25 от 14 до 35

Физико-химические свойства нефти сырой:

-    плотность, кг/м3

-    объемная доля воды, %, не более

-    массовая доля парафина, %, не более

-    массовая доля механических примесей, %, не более

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

-    давление насыщенных паров при максимальной температуре, кПа (мм рт.ст.), не более

-    объемная доля свободного газа, %, не более

-    объемная доля растворенного газа, м3/м3, не более

от 900 до 945 5

2,5

0,05

900

66,7 (500) 0,2 0,5

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

±0,25

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

±0,35

Режим работы СИКНС

периодический

Условия эксплуатации СИ СИКН:

-    температура окружающей среды, °С

в блок-боксе

в помещении операторной

-    относительная влажность, %

-    атмосферное давление, кПа

от 10 до 40 от 15 до 30 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±0,5

Потребляемая мощность, В А, не более

640

Наименование характеристики

Значение

характеристики

Г абаритные размеры блок-бокса, мм, не более

10000x3000x3100

Масса блок-бокса, кг, не более

15000

Средний срок службы, лет, не менее

10

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом. Комплектность средства измерений

Таблица 4

Наименование

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Предприятие Кара Алтын» при промышленной базе ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть», зав. № 01

1 шт.

Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Предприятие Кара Алтын» при промышленной базе ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть». Паспорт

1 экз.

МП 151-30151-2015 ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Предприятие Кара Алтын» при промышленной базе ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть». Методика поверки

1 экз.

Инструкция по эксплуатации системы измерения количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ЗАО «Предприятие Кара Алтын» при промышленной базе ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть»

1 экз.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 151-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Предприятие Кара Алтын» при промышленной базе ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 15 января 2015 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

-    СИ в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей;

-    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 частотных сигналов прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %;

-    поверочная установка на базе преобразователей массового расхода с пределом допускаемой относительной погрешности измерения массы жидкости не более 0,11 %.

Сведения о методах измерений

«ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ЗАО «Предприятие Кара Алтын» при промышленной базе ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0001.310069-2012/01-14.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Предприятие Кара Алтын» при промышленной базе ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть»

1.    ГОСТ Р 8.596 - 2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»

2.    Техническая документация СП ЗАО «ИТОМ»

Рекомендации к применению

-    при осуществлении торговли;

-    при выполнении государственных учетных операций и учете количества энергетических ресурсов.

Развернуть полное описание