Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 578 АО «Самотлорнефтегаз» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных. Выходные электрические сигналы преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователей температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из трех рабочих и одной резервной измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 150 (далее - ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15427-01;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 22257-01, 22257-05 и 22257-11;
- преобразователи давления измерительные 2088, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 16825-02 и 16825-08;
- датчики давления «Метран-150», тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 32854-09;
- датчики давления «Метран-100», тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 22235-01;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 14061-99, 14061-04 и 14061-10;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 15644-01, 15644-06 и 52638-13;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 14557-01, 14557-05 и 14557-10;
- ротаметры H250, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 19712-02 и 19712-08.
В систему блока сбора, обработки и передачи информации системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный на базе устройств программного управления TREI-5B (далее - ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 19767-00;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы с программным обеспечением «КРУГ-2000»;
- счетчики импульсов многофункциональные Signo 723, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 24735-03.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 17159-03, 17159-08 и 17159-14;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированные измерения объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти;
- автоматическое измерение плотности и объемной доли воды;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной химико-аналитической лаборатории;
- проведение контроля метрологических характеристик и поверки ТПР с применением рабочего эталона единицы объема жидкости 1 разряда номинального значения 0,120 м (регистрационный номер 3.2.ZBЯ.0586.2015) или передвижной поверочной установки;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах АРМ оператора системы. Идентификационные данные ПО системы указаны в таблиц 1.
Таблица 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО ИВК | ПО АРМ оператора |
| Идентификационное наименование ПО | TREI-5B-02 QNX | SCADA «КРУГ-2000» СИКН № 544, СИКН № 578 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v6.50 SP6 | 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC 0xD301 | 0xb0aea9a597b31ab84e46e9e ddd8795b5 |
ПО системы имеет «высокий» уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (три рабочих, одна резервная) |
| Диапазон измерений объемного расхода измеряемой среды, м3/ч | от 270 до 1530 |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа | от 0,30 до 1,05 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Режим работы системы | непрерывный |
| Физико-химические показатели измеряемой среды |
| Температура измеряемой среды, °С | от +10 до +40 |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3 | от 770 до 890 |
| Вязкость кинематическая измеряемой среды, мм2/с (сСт) | от 2 до 15 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 300 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля серы, % | от 0,61 до 1,80 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220; 380 50 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 172,5 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха в помещении системы, °С | от +5 до +40 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
приведена в таблице 4.
Таблица 4
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 578 АО «Самотлорнефтегаз», заводской № 01 | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 578 АО «Самотлорнефтегаз» «Самотлорнефтегаз». Методика поверки | МП 0417-14-2016 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0417-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 578 АО «Самотлорнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 29 декабря 2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон единицы объема жидкости 1 разряда номинального значения 0,120 м по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 578 АО «Самотлорнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/432014-15).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 578 АО «Самотлорнефтегаз»
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
![Система измерений количества и показателей качества нефти № 578 АО "Самотлорнефтегаз"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система измерений количества и показателей качества нефти № 578 АО "Самотлорнефтегаз"")
67364-17: Методика поверки МП 0416-14-2016Скачать1.4 Мб