Номер по Госреестру СИ: 75858-19
75858-19 Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «PH-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - 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 программа автоматизированного рабочего места -«Rate АРМ оператора УУН» (далее - АРМ оператора), выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов, вычисления массы нетто нефти.
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 |
«Rate АРМ оператора УУН» |
Formula.o |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3.1.1 |
6.10 |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
B6D270DB |
24821CE6 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
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 нефти сырой. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», ФР.1.29.2017.27816.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского ООО «РН-Юганскнефтегаз» 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.0346-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ
АО «Нефтеавтоматика» 12.04.2019г.
Основные средства поверки:
-
- рабочий эталон 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 - 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 входного коллектора СИКНС, блока фильтров (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), блока измерений параметров сырой нефти (далее - БИК), выходного коллектора СИКНС и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
На входном коллекторе СИКНС установлены следующие средства измерений (далее -СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
-
- датчик давления Метран-150TG (регистрационный № 32854-13);
-
- манометр для местной индикации давления.
БФ состоит из рабочей и резервной линий, на каждой установлены следующие СИ и технические средства:
-
- датчик давления Метран-150CD (регистрационный № 32854-13);
-
- фильтр;
-
- два манометра для местной индикации давления.
БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
-
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion (регистрационный № 45115-10);
-
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13)
в комплекте с преобразователем измерительным Rosemount 644 (регистрационный
№ 56381-14);
-
- датчик давления Метран-150TG (регистрационный № 32854-13);
-
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - 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 нефти микроволновых МВН-1 (регистрационный № 63973-16);
-
- расходомер ультразвуковой UFM 3030 (регистрационный № 48218-11);
- 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 нефти «Стандарт-А»;
-
- пробоотборник нефти «Стандарт-Р»;
-
- 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 № 43239-09), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой 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:
|
от 40 до 360 от 50 до 400 |
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:
|
±0,35 ±0,4 |
Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в лаборатории при содержании воды в сырой нефти:
|
±0,54 ±0,63 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Измеряемая среда |
нефть сырая |
Температура измеряемой среды, °C |
от +20 до +60 |
Давление измеряемой среды, МПа |
от 1,2 до 5,0 |
Плотность измеряемой среды при стандартных условиях, кг/м3 |
от 879,0 до 884,4 |
Вязкость измеряемой среды кинематическая, сСт, не более |
19,5 |
Массовая доля воды, %, не более |
6 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
от 4,8 до 5,8 |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,004 |
Массовая доля парафина, %, не более |
6 |
Содержание свободного газа |
отсутствует |
П Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики |
Значение |
Электропитание, В/Гц |
трехфазное; 380/50, 220/50 |
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 |
8890х6272х4580 |