Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 535 (далее - система) предназначена для измерений массы товарной нефти при ее перекачке с ЦППН №3 Вынгапу-ровского месторождения ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» на ЦППН № 2 Вынгая-хиского месторождения Филиал «Муравленковскнефть».
Описание
Измерение массы нефти проводится прямым методом динамических измерений по ГОСТ Р 8.595.
Конструктивно система состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения параметров качества нефти (БИК), блока обработки информации (БОИ) и блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ).
На входном коллекторе системы установлены:
- устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517;
- преобразователь давления измерительный 40.4382 (Госреестр № 40494-09);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06).
Блок измерительных линий состоит из двух рабочих, трех резервных и одной контрольной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены:
- струевыпрямитель;
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion мод. CMF 400 (Госреестр № 45115-10);
- преобразователь давления измерительный 3051 (Госреестр № 24116-08);
- датчик температуры 644 (Госреестр № 39539-08);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ -4 №2 (Госреестр № 303-91);
- манометр МТИ (Госреестр № 1844-63);
- входная и выходная задвижки.
В рабочих и резервных измерительных линиях установлены фильтры и средства измерений разности давлений преобразователи давления измерительные 40.4382 (Госреестр № 40494-09).
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
- преобразователь давления измерительный 40.4385 (Госреестр № 40494-09);
- датчик температуры 644 (Госреестр № 39539-08);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ -4 №2 (Госреестр № 303-91);
- манометр МТИ (Госреестр № 1844-63).
В блоке измерения параметров качества нефти установлены:
- термостатирующее устройство;
- основной и резервный денсиметры Sarasota FD-960 (Госреестр № 19879-06);
- основной и резервный влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (Госреестр № 1455710);
- основной и резервный автоматические пробоотборники "Стандарт-А" с блоком программного управления БПУ-А;
- основной и резервный ручной пробоотборник "Стандарт-Р";
- счетчик турбинный Норд-40М (Госреестр № 5638-02);
- основной и резервный индикатор фазового состояния ИФС-1В;
- блок подключения пикнометра;
- преобразователь давления измерительный 40.4385 (Госреестр № 40494-09);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ -4 №2 (Госреестр № 303-91);
- манометр МТИ (Госреестр № 1844-63).
В состав блока трубопоршневой поверочной установки входят:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная Daniel 550 (Госреестр № 20054-06);
- два датчика температуры 644 (Госреестр № 39539-08), установленные на входе и выходе установки поверочной трубопоршневой двунаправленной Daniel 550;
- два преобразователя давления измерительных 3051 (Госреестр № 14061-10), установленные на входе и выходе установки поверочной трубопоршневой двунаправленной Daniel 550.
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ -4 №2 (Госреестр № 303-91);
- манометр МТИ (Госреестр № 1844-63).
Система обработки информации состоит из основного и резервного комплексов измерительно-вычислительных сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «ОКТОПУС» (Госреестр № 22753-02) с АРМ оператора с программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН».
Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему во входной коллектор блока измерительных линий, где проводятся измерения температуры и давления нефти преобразователями температуры и давления. Часть нефти через пробозаборное устройство, установленное на входном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автоматического пробоотборника и измерение содержания воды в нефти влагомером, температуры и давления нефти преобразователями температуры и давления, и плотности нефти денсиметром. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочие (резервные) измерительные линии, где проводится измерение массы нефти счетчиками-расходомерами массовыми, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. Результаты измерений массы, температуры, давления, влагосодержания, плотности нефти в виде электрических сигналов поступают в блок обработки информации. В блоке обработке информации проводится обработка результатов измерений. Масса нетто нефти рассчитывается как разность массы брутто нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).
При контроле метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых в рабочих (резервных) измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через контрольную измерительную линию или ТПУ. Поверку счетчиков-расходомеров массовых проводят по ТПУ. Переключение из рабочего режима в режим контроля метрологических характеристик и поверки производится с помощью задвижек, установленных в измерительных линиях и ТПУ.
Система обеспечивает:
- измерение в автоматическом режиме массы нефти;
- измерение в автоматическом режиме параметров нефти: температуры, давления, влагосодержания, плотности;
- контроль метрологических характеристик рабочего счетчика-расходомера массового по контрольному счетчику-расходомеру массовому или ТПУ;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы состоит из программного обеспечения комплекса измерительно-вычислительного сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «ОКТОПУС» (далее - ПО ИВК «ОКТОПУС») и программного обеспечения АРМ оператора «Rate АРМ оператора УУН» (далее - ПО «Rate АРМ оператора УУН»).
ПО ИВК «ОКТОПУС» предназначено для:
- обработки сигналов, поступающих от первичных преобразователей и преобразования результатов измерений входных сигналов в значения физических величин;
- аппроксимация характеристик измерительных преобразователей;
- контроля значений величин, звуковой сигнализации и печати сообщений о выходе измеренных и вычисленных значений за установленные пределы;
- вывода на печать оперативных, сменных, суточных отчетов, результатов измерений при поверке (контроле метрологических характеристик);
- определения и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода;
- управления работой автоматического пробоотборника;
- вычисление средних значений температуры, давления, плотности и содержания воды.
ПО ИВК «ОКТОПУС» обеспечивает вычисление параметров:
- суммарный массовый расход по системе;
- массу брутто и массу нефти прошедшие через систему.
ПО ИВК «ОКТОПУС» обеспечивает защиту информации системой паролей.
ПО ИВК «ОКТОПУС» имеет свидетельство № 22753-02 об аттестации программного обеспечения средств измерений «Измерительно-вычислительный комплекс «OCTOPUS», прикладное программное обеспечение», выданное ФГУП ГНМЦ «ВНИИР».
ПО «Rate АРМ оператора УУН» предназначено для:
- индикации результатов измерений на показывающем устройстве (дисплее);
- формирования паспорта качества;
- сохранение в архиве измеренных и вычисленных значений.
ПО АРМ оператора «Rate АРМ оператора УУН» имеет свидетельство № 143702-07 об аттестации программного обеспечения средств измерений «Rate APM оператора УУН», выданное ФГУП ГНМЦ «ВНИИР».
Идентификационные данные ПО
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование про граммного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС» | Измерительновычислительный комплекс «OCTOPUS», прикладное программное обеспечение | 1.04 | - | - |
ПО «Rate АРМ оператора УУН» | «Rate АРМ Оператора УУН» | 2.0.1.10 | - | - |
Вычисление цифрового идентификатора ПО и вывод его значения на показывающее устройство системы не проводится.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010. Примененные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимого ПО и измеренных (вычисленных) данных.
Технические характеристики
Измеряемая среда
товарная нефть по ГОСТ Р 51858;
от 120 до 750;
от +10 до +40;
Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч
Рабочий диапазон температуры нефти, 0С
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3
Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти при 20 °С, мм2/с (сСт)
Рабочий диапазон давления нефти, МПа
Объемная доля воды фВ, % объемные
Концентрация хлористых солей, мг/дм3
Массовая доля механических примесей, % массовые
Свободный газ
Пределы допускаемой относительной погрешности
при измерении массы, %
- брутто нефти
- нетто нефти
Электропитание:
- напряжение питающей сети, В
- частота питающей сети, Гц
Температура окружающей среды, 0С
- блок измерительных линий
- блок контроля качества
- блок обработки информации
- блок фильтров
- ТПУ
от 790 до 835;
от 3,7 до 6,2;
от 0,2 до 4,2;
до 0,8;
не более 900;
до 0,05;
отсутствует;
±0,25%;
±0,35%;
380/220±10%;
50±1;
от -40 до +40;
от +10 до +30;
от +15 до +25;
от -40 до +40;
от -10 до +40.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Наименование | Кол. (шт.) |
Система | 1 |
Методика поверки | 1 |
Паспорт | 1 |
Комплект эксплуатационных документов на составные части | 1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с методикой поверки МП 47658-11 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 535. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 21.10.2010 г.
Основные средства поверки:
- поверочная установка 1 разряда по ГОСТ 8.510, диапазон объемного расхода от 100 до 550 м3/ч;
- установка для поверки влагомеров нефти УПВ ТУ 4318-021-25567981-2002;
- эталонный платиновый термометр сопротивления 2-го разряда;
- манометр грузопоршневой МП-60 II-разряда по ГОСТ 8291-83;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА.
Сведения о методах измерений
Методика измерений «Масса нефти. Методика измерений системой измерения количества и показателей качества нефти № 535».
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.595-2004 Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
2. ГОСТ 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
3. ГОСТ Р 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
4. Система измерений количества и показателей качества нефти № 535. Методика поверки.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.