Номер по Госреестру СИ: 82952-21
82952-21 Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ООО "ТНС-Развитие" при УПН АО "Татойлгаз"
( )
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ООО «ТНС-Развитие» при УПН АО «Татойлгаз» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для измерений массы нефтегазоводяной смеси при расчетно-коммерческих операциях между ООО «ТНС-Развитие» и АО «Татойлгаз».
Программное обеспечение
обеспечивает реализацию функций СИКНС. Программное обеспечение (ПО) СИКНС реализовано в ИВК и АРМ оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
АРМ оператора |
ИВК | ||
Идентификационное наименование ПО |
CalcOil.dll |
CalcPov.dll |
- |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.0.5.3 |
2.0.5.0 |
24.74.21 |
Цифровой идентификатор ПО |
BCC75BDB |
F970D22F |
B82D |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
- |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе МН 1054-2021 «ГСИ. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ООО «ТНС-Развитие» при УПН АО «Татойлгаз», ФР.1.29.2021.40305.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ООО «ТНС-Развитие» при УПН АО «Татойлгаз»
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства 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
Изготовитель
Акционерное общество «Татарское Монтажно-Наладочное Управление» (АО «ТМНУ») ИНН: 1649001425Адрес: 423458, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ризы Фахретдина, д. 62 Телефон: (8553) 314-707
Факс: (8553) 314-709
E-mail: tmnu@tatais.ru
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а Телефон: (843) 567-20-10; 8-800-700-78-68Факс: (843) 567-20-10
E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru
Измерения массы нефтегазоводяной смеси выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion (далее по тексту -МПР). Массу нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси определяют как разность массы нефтегазоводяной смеси и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей, механических примесей и растворенного газа в нефтегазоводяной смеси.
Конструктивно СИКНС состоит из блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров нефтегазоводяной смеси (далее по тексту - БИК) и системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефтегазоводяной смеси.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, одной рабочей измерительной линии (ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
На входном коллекторе БИЛ установлены следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №)) и технические средства:
-
- преобразователь давления измерительный 2088 (регистрационный № 60993-15) или преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);
-
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11).
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
-
- фильтр тонкой очистки;
-
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF300 (регистрационный № 83135-21);
-
- преобразователь давления измерительный 2088 (регистрационный № 60993-15) или преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);
-
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
-
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11).
На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный 2088 (регистрационный № 60993-15) или преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (регистрационный № 24604-12);
- пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012.
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров нефтегазоводяной смеси, а также отбора проб для лабораторного контроля параметров нефтегазоводяной смеси. Отбор представительной пробы нефтегазоводяной смеси в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (регистрационный № 14557-15);
- преобразователь расхода турбинный МИГ-М (регистрационный № 65199-16);
- преобразователь давления измерительный 2088 (регистрационный № 60993-15) или преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);
- два пробоотборника нефти автоматических «Стандарт-АЛ» или два пробоотборника автоматических «Отбор-А-Р слив»;
- пробоотборник ручной;
- место для подключения плотномера.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной ПУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два измерительно-вычислительных контроллера OMNI-3000/6000 (далее по тексту - ИВК) (регистрационный № 15066-01) (рабочий и резервный), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Кристалл» (далее по тексту - АРМ оператора), оснащенное монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- автоматическое измерение массы нефтегазоводяной смеси;
-
- автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти;
-
- автоматическое измерение давления и температуры нефтегазоводяной смеси;
-
- автоматическое измерение объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси;
-
- автоматический и ручной отбор пробы нефтегазоводяной смеси;
-
- поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной поверочной установке, КМХ рабочего МПР по контрольно-резервному МПР;
- отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Т а б л и ц а 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 35,5 до 60,0 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси, % |
±0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, %: | |
- при определении массовой доли воды с применением | |
влагомера нефти поточного УДВН-1пм2; |
±0,45 |
- при определении массовой доли воды с применением | |
влагомера сырой нефти ВСН-2; |
±1,35 |
- при определении массовой доли воды в испытательной | |
лаборатории по ГОСТ 2477-2014, при содержании воды: | |
- от 0 % до 5 % (включительно) |
±0,60 |
- свыше 5 % до 15 % (включительно) |
±1,50 |
- свыше 15 % до 20 % (включительно) |
±2,10 |
Т а б л и ц а 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Измеряемая среда |
смесь нефтегазоводяная |
Характеристики измеряемой среды: | |
- вязкость кинематическая, сСт |
от 10 до 100 |
- плотность, кг/м3 |
от 860 до 930 |
- давление, МПа |
от 0,2 до 1,0 |
- давление рабочее, МПа |
от 0,3 до 0,6 |
- температура, °С |
от +5 до +50 |
- массовая доля воды, %, не более |
20 |
- массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
20000 |
- содержание свободного газа, %, не более |
отсутствует |
- содержание растворенного газа, м3/м3, не более |
0,1 |
Параметры электрического питания: | |
- напряжение переменного тока, В |
220±22, 380±38 |
- частота переменного тока, Г ц |
50±1 |
Габаритные размеры, мм, не более | |
- высота |
3840 |
- ширина |
5850 |
- длина |
11200 |
Масса, кг, не более |
20000 |
Условия эксплуатации: | |
- температура окружающей среды, °С |
от -47 до +38 |
- относительная влажность, % |
от 20 до 90 |
- атмосферное давление, кПа |
от 94 до 104 |
Средний срок службы, лет, не менее |
15 |
Средняя наработка на отказ, ч |
20000 |
Режим работы СИКНС |
периодический |