Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти, страница 6

·  Автоматизированное выполнение контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода по контрольному объемному счетчику без нарушения процесса измерений с оформлением и печатью протоколов;

·  Автоматизированное выполнение поверки и контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода по ТПУ без нарушения процесса измерений с оформлением и печатью протоколов;

·  Автоматизированное выполнение поверки и контроля метрологических характеристик контрольного объемного счетчика по ТПУ без нарушения процесса измерений с оформлением и печатью протоколов;

·  Автоматический контроль и регулирование расхода нефти через СИКН; при достижении предельного уровня расхода – выдача информации на рабочую станцию оператора.

·  Автоматический отбор проб нефти в БИК для проведения анализов в химико-аналитической лаборатории.

·  Автоматический контроль влагосодержания; при достижении предельного уровня – выдача информации на рабочую станцию оператора.

·  Автоматический контроль предельно-допустимых значений по всем контролируемым параметрам с представлением информации на станции оператора.

·  Оперативный информационный обмен с диспетчерской службой верхнего уровня по текущему состоянию СИКН.

·  Формирование, печать и обмен с диспетчерской службой верхнего уровня отчетными документами СИКН в электронном виде в автоматическом режиме.

2.4.2.2 СОИ обеспечивает прием и обработку сигналов:

- от преобразователей избыточного давления и перепада давления;

- от преобразователей температуры;

- от преобразователей плотности;

- от преобразователей расхода;

- от измерителя содержания воды;

- от пробоотборника.

2.4.2.3 СОИ обеспечивает вычисление следующих текущих значений параметров нефти:

- расхода,

- плотности,

- давления,

- температуры,

- влагосодержания,

- объема,

- массы брутто.

2.4.2.4 СОИ обеспечивает вычисление за 2 часа, 12 часов, 1 сутки

следующих средних значений параметров:

- влагосодержания;

- плотности;

- температуры;

- давления.

следующих нарастающих значений параметров:

- объема;

- массы брутто.

2.4.2.5 СОИ обеспечивает вычисление суммарной величины балласта с учетом ежесменного и еженедельного, ежедекадного ввода лабораторных данных по:

- влагосодержанию;

- механическим примесям;

- солям.

2.4.2.6 СОИ обеспечивает вычисление и корректировку коэффициентов преобразования ТПР по результатам поверки.

2.4.2.7 СОИ обеспечивает накопление и хранение значений количества перекаченной через СИКН нефти за промежутки времени:

- 2 часа;

- 12 часов;

- 1 сутки;

- 1 месяц;

и отображение их значений на рабочей станции оператора.

2.4.2.8 Программное обеспечение рабочей станции оператора обеспечивает отображение следующих значений:

- расхода через ТПР;

- избыточного давления (перепада давления);

- температуры;

- плотности;

- влагосодержания.

2.4.2.9 СОИ обеспечивает ввод через рабочую станцию оператора СИКН следующих данных:

- содержания хлористых солей,

- объемной доли воды,

- механических примесей.

2.4.2.10 Формирование и выдача на печать:

- «Акта приема-сдачи нефти»;

- «Паспорта качества нефти»;

- «Режимного листа».

2.4.2.11 СОИ обеспечивает формирование и выдачу на печать с рабочей станции оператора протоколов поверки ТПР и объемного счетчика.

2.4.2.12 СОИ обеспечивает формирование и выдачу аварийных сигналов на рабочую станцию оператора и печатающее устройство при достижении предельных значений:

- расхода через ТПР;

- избыточного давления;

- температуры;

- плотности;

- влагосодержания.

2.4.2.13 СОИ обеспечивает установку времени начала расчета накопленных значений (часовых, суточных, месячных).

2.4.2.14 СОИ обеспечивает сбор и хранение статистики по коэффициентам преобразования ТПР.

2.4.2.15 СОИ обеспечивает формирование и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийная сигнализация, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов).

2.4.2.16 СОИ обеспечивает архивирование отчетов и протоколов, журнала событий и статистики.

2.4.2.17 СОИ обеспечивает возможность информационного обмена с диспетчерской службой верхнего уровня.

2.4.3 Средства измерения

2.4.3.1 Средства измерения обеспечивают:

1) Измерение температуры:

- в измерительных линиях (дистанционное и местное);

- в линиях БИК (дистанционное и местное);

- на входе и выходе ТПУ (дистанционное и местное).

Для дистанционного измерения температуры используются преобразователи температуры с аналоговым выходом 4-20 мА модели 644Н «Fisher Rosemount», подключаемые к ИВК «ИМЦ-03» через искробезопасные барьеры «Elcon 631+».

Для местного измерения температуры используются ртутные термометры ТЛ-4 N2.

2) Измерение избыточного давления:

- в измерительных линиях (дистанционное и местное);

- в линиях БИК (дистанционное и местное);

- во входном и выходном коллекторах (дистанционное и местное);

- на входе и выходе ТПУ (дистанционное и местное);

- до и после фильтров (местное).

Для дистанционного измерения давления используются преобразователи избыточного давления с аналоговым выходом 4-20 мА модели 3051TG  «Fisher Rosemount», подключаемые к ИВК «ИМЦ-03» через искробезопасные барьеры «Elcon 631+».

Для местного измерения давления используются манометры типа МТИ-1216-2,5МПа-0,6.

3) Измерение перепада давления:

- на фильтрах (дистанционное).

Для дистанционного измерения перепада давления используются преобразователи перепада давления с аналоговым выходом 4-20 мА модели 3051CD «Fisher Rosemount», подключаемые к ИВК «ИМЦ-03» через искробезопасные барьеры «Elcon 631+».

4) Измерение расхода нефти:

- в измерительных линиях (дистанционное),

- в контрольной линии (дистанционное),

- в линии БИК (дистанционное).