| Номер в госреестре | 63052-16 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 "Винно-Банновское" (ОАО "Самаранефтегаз") |
| Изготовитель | ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз») (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения количества и параметров нефти сырой.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти сырой с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти сырой по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений параметров нефти сырой (далее - БИК), узла подключения передвижной установки, системы сбора и обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы нефти сырой, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, массового расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации СМБ 300 с измерительным преобразователем модели 2700 (Госреестр № 45115-10);
- счетчик нефти турбинный МИГ-32 (Госреестр № 26776-08);
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-08);
- датчики давления «Метран-150» (Госреестр № 32854-08);
- влагомеры сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-07);
В систему обработки информации системы входят:
- вычислитель УВП-280 с программным обеспечением (далее - ИВК);
- контроллер программируемый SIMATIC S7-1200 (Госреестр № 45217-10);
- автоматизированное рабочее место оператора системы с программным обеспечением «OZNA-Flow» (далее - АРМ);
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);
- манометры показывающие сигнализирующие взрывозащищенные ДМ 2005Сг1Ех (Госреестр № 39529-08);
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 №2 (Госреестр № 303-91). Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры и давления сырой нефти;
- автоматическое измерение температуры в БИЛ и БИК;
- автоматическое измерение избыточного давления во входном коллекторах, в БИЛ и
БИК;
- автоматическое измерение разности давления на фильтрах;
- автоматическое измерение объемной доли воды в сырой нефти, объемного расхода сырой нефти в БИК;
- измерение давления и температуры с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;
- возможность технологического подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ);
- контроль метрологических характеристик (далее - KMX) рабочего СРМ с применением контрольного СРМ;
- поверка и KMX СРМ с применением передвижной ПУ в автоматизированном режиме (при поверке и KMX СРМ с применением передвижной ПУ наличие свободного газа в нефти не допускается);
- вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей и хлористых солен в аккредитованной испытательной лаборатории, массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или объемной доли воды с применением влагомера;
- ручное управление запорной и регулирующей арматурой; фильтрация нефти от механических включений в сырой нефти;
автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- ручное регулирование расхода сырой нефти в системе;
- защита алгоритма и программы ИВК и АРМ оператора системы от несанкционированного доступа системой паролей;
- автоматический и ручной отбор проб сырой нефти;
- дренаж сырой нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха;
- дренаж сырой нефти из передвижной ПУ в систему дренажа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение (ПО) системы (вычислители УВП-280, автоматизированное рабочее место оператора системы с программным обеспечением «OZNA-Flow») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | ||
| Идентиф икационное наименование ПО | ПО вычислителя УВП-280 (основное) | ПО вычислителя УВП-280 (резервное) | ПО АРМ оператора СИКН «ОЗНА- Flow » |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.17 | 2.17 | v 2.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 46E612D8 | 46E612D8 | 64C56178 |
Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует среднему уровню в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2 и 3.
Таблица 2 - Основные метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений | ± 0,25 |
| массы сырой нефти, % | |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений | |
| массы нетто сырой нефти, %: | |
| - при измерении массовой доли воды в аккредитованной | |
| испытательной лаборатории: | |
| - при содержании массовой доли воды в сырой нефти 10% | ± 1,0 |
| - при содержании массовой доли воды в сырой нефти от 10% до | |
| 20% | ± 1,0 |
| - при содержании массовой доли воды в сырой нефти от 20% до | |
| 50% | ± 4,0 |
| - при содержании массовой воды в сырой нефти от 50% до 65% | ± 7,0 |
| - при вычислении массовой доли воды по результатам измерений | |
| объемной доли с применением влагомера сырой нефти ВСН-2: | |
| - при содержании массовой воды в сырой нефти 10% | ± 3,0 |
| - при содержании массовой воды в сырой нефти от 10% до 20% | ± 3,5 |
| - при содержании массовой воды в сырой нефти от 20% до 50% | ± 5,5 |
| - при содержании массовой воды в сырой нефти от 50% до 65% | ± 7,5 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть сырая |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | От 13 до 79 |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
| Диапазон плотности, кг/м3 | От 860 до 880 |
| Диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт) | От 10 до 26,1 |
| Диапазон давления, МПа | От 0,25 до 0,6 |
| Диапазон температуры, °С | От плюс 10 до плюс 40 |
| Диапазон массовой доли воды, %, не более | От 10 до 65 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 5441,7 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,04 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 0,48 |
| Массовая доля серы, %, не более | 3,5 |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Массовая доля парафина, %, не более | 4,0 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более | 39,8 |
| Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - при проведении измерений - при проведении поверки и КМХ | 0,2 0,4 |
| Содержание свободного газа, %, не более | 1,0 |
| Режим работы системы | Непрерывный |
| Параметры электропитания: | |
| Напряжение переменного тока, В | 380, 3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц |
| Климатические условия эксплуатации системы: | |
| температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С | От плюс 5 до плюс 39 |
| Климатическое исполнение | У1 |
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
- система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз») заводской номер 1;
- «СИКНС МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз»). Пояснительная записка. ОИ 141.00.00.00.000 ПЗ;
- «СИКНС МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз»). Техническое задание. ОИ 141.00.00.00.000 ТЗ;
- «СИКНС МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз»). Схема технологическая принципиальная. ОИ 141.00.00.00.000 ТК;
- МП 0119-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское». Методика поверки»
осуществляется по документу МП 0119-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30 апреля 2015 г.
Основные средства поверки:
- передвижная поверочная установка с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки СРМ в их рабочем диапазоне измерений, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-
Банновское» (свидетельство об аттестации 01.00257-2008/7014-13 от 29 января 2013 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.14302).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз»)
1. ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
3. ОИ 141.11.00.00.000 ПЗ Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз»).
