Номер по Госреестру СИ: 76084-19
76084-19 Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Западно-Салымского месторождения
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Западно-Салымского месторождения (далее по тексту - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее по тексту - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК.
К ПО верхнего уровня относится программное обеспечение автоматизированного рабочего места оператора - «ПЕТРОЛСОФТ (С)» (далее по тексту - АРМ оператора), выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, получения архивных данных, вычисления массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов.
ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
АРМ оператора |
ИВК | ||
Идентификационное наименование ПО |
SIKNS.dll |
TPULibrary.dll |
Formula.o |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
1.0.0.0 |
6.15 |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
081ac2158c73492a d0925db1035a0e71 |
1b1b93573f8c9188 cf3aafaa779395b8 |
5ED0C426 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
CRC-32 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Салымского месторождения», ФР.1.29.2017.27831.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ( СИКНС) на ДНС Западно-Салымского месторождения
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
Поверка
Поверкаосуществляется по документу НА.ГНМЦ.0344-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Западно-Салымского месторождения. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 08.04.2019г.
Основные средства поверки:
-
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;
-
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.
Допускается применение средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Метрология и Автоматизация» (ООО «Метрология и Автоматизация»)
ИНН 6330013048 Адрес: 443013, Самарская обл., г. Самара, ул. Киевская, д. 5А Телефон: +7 (846) 247-89-19
Факс: +7 (846) 247-89-19
E-mail: ma@ma-samara.ru
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а Телефон: +7 (843) 567-20-10; 8-800-700-78-68Факс: +7 (843) 567-20-10
E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее по тексту - ПР). Массу нетто сырой нефти определяют как разность массы сырой нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров сырой нефти (далее по тексту - БИК), выходного коллектора СИКНС и системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
БФ состоит из входного коллектора, рабочей и резервной линий.
На входном коллекторе БФ установлены следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
-
- датчик давления Метран-^OTG (регистрационный № 32854-13);
-
- манометр для местной индикации давления.
На каждой линии БФ установлены следующие СИ и технические средства:
-
- датчик давления Метран-^OCD (регистрационный № 32854-13);
-
- фильтр;
-
- манометр для местной индикации давления.
БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
-
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion (регистрационный № 45115-16);
-
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13)
в комплекте с преобразователем измерительным Rosemount 644 (регистрационный
№ 56381-14);
-
- датчик давления Метран-^OTG (регистрационный № 32854-13);
-
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ПР по передвижной ПУ.
БИК выполняет функции оперативного контроля параметров сырой нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. Отбор представительной пробы сырой нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
-
- два влагомера сырой нефти ВСН-2 (регистрационный № 24604-12);
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный
№ 57762-14);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) в комплекте с преобразователем измерительным Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
-
- датчик давления MeTpaH-150TG (регистрационный № 32854-13);
-
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры;
-
- два датчика давления MeTpaH-150CD (регистрационный № 32854-13);
-
- два фильтра;
-
- два пробоотборника автоматических «Отбор-А-Р-слив»;
-
- пробоотборник ручной;
-
- место для подсоединения плотномера;
-
- место для подсоединения УОСГ-100;
-
- место для подсоединения пикнометрической установки.
На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства:
-
- датчик давления Метран-^OTG (регистрационный № 32854-13);
-
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13)
в комплекте с преобразователем измерительным Rosemount 644 (регистрационный
№ 56381-14);
-
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (регистрационный № 43239-15), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением «ПЕТРОЛСОФТ (С)», оснащенное монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти (т/ч);
-
- автоматическое измерение массы сырой нефти (т);
-
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды в сырой нефти (%);
-
- поверку и КМХ ПР по передвижной ПУ;
-
- КМХ ПР, установленного на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;
-
- автоматический отбор объединенной пробы сырой нефти;
-
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 49,5 до 257,4 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой | |
нефти, %, не более |
±0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы | |
нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером | |
при содержании воды в сырой нефти, %, не более: от 50 до 70 % |
±5 |
от 70 до 85 % |
±15 |
от 85 до 91 % |
±22 |
Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы | |
нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в лаборатории | |
при содержании воды в сырой нефти, %, не более: от 50 до 70 % |
±11 |
от 70 до 85 % |
±24 |
от 85 до 91 % |
±43 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Измеряемая среда |
нефть сырая |
Температура измеряемой среды, °С |
от +25 до +60 |
Давление измеряемой среды, МПа |
от 1,2 до 4,5 |
Плотность измеряемой среды при температуре 20 °С, кг/м3 |
от 888,5 до 950,0 |
Вязкость измеряемой среды кинематическая, сСт, не более |
19,5 |
Объемная доля воды, % |
от 50 до 91 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
150 |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
П Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики |
Значение |
Массовая доля парафина, %, не более |
6 |
Содержание свободного газа |
не допускается |
Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
Параметры электропитания: - напряжение, В |
380±38, 220±22 |
- частота, Гц |
50±1 |
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Наработка на отказ, ч |
20 000 |
Режим работы СИКНС |
непрерывный |
Габаритные размеры (Длина х Ширина х Высота), мм |
8960х5960х3984 |