Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного определения количества и показателей качества нефти сырой (далее - нефти), формирования отчетных документов по количеству и качеству нефти.
Описание
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы (массового расхода) нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее -СРМ). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от СРМ, преобразователей давления, температуры, влагосодержания.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКНС входят:
- Технологический блок:
- блок фильтров (далее - БФ);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ): измерительная линии (далее - ИЛ) ИЛ1 (Ду 50), ИЛ2 (Ду 50), контрольно-резервная ИЛ3 (Ду 50);
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- СОИ.
СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение в автоматическом режиме массы (массового расхода) нефти прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- определение массы нетто нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- измерение в автоматическом режиме влагосодержания нефти, перепада давления на фильтрах;
- автоматический контроль, индикацию и сигнализацию предельных значений;
- выполнение контроля метрологических характеристик рабочих СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- автоматический и ручной отбор проб;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Состав СИКНС указан в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
| № п/п | Наименование СИ | Количество | Госреестр № |
| Блок технологический |
| Приборы контрольно-измерительные показывающие |
| 1 | Манометр показывающий для точных измерений МПТИ | 12 | 26803-11 |
| 2 | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 | 7 | 0303-91 |
| Приборы контрольно-измерительные с дистанционной передачей данных |
| БФ |
| 1 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051TG | 1 | 14061-10 |
| 2 | Преобразователь перепада давления измерительный модели 3051CD | 1 | 14061-10 |
| БИЛ | |
| 1 | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF200 | 3 | 45115-10 |
| 2 | Преобразователь температуры Метран-286-05 | 4 | 23410-08 |
| 3 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051TG | 4 | 14061-10 |
| БИК |
| 1 | Преобразователь температуры Метран-286-05 | 1 | 23410-08 |
| 2 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051TG | 1 | 14061-10 |
| 3 | Преобразователь перепада давления измерительный модели 3051CD | 1 | 14061-10 |
| 4 | Преобразователь плотности жидкости Solartron 7835 | 1 | 15644-06 |
| 5 | Влагомер нефти поточный модели УДВН-1пм1 | 1 | 14557-10 |
| 6 | Расходомер ультразвуковой UFM 3030-1Ех | 1 | 45410-10 |
| 7 | Автоматический пробоотборник «Стандарт-А» | 2 | - |
| 8 | Ручной пробоотборник «Стандарт-Р» | 1 | - |
| СОИ |
| 1 | Программируемый логический контроллер ScadaPack 357 | 1 | 16856-08 |
| 2 | Контроллер измерительно-вычислительный OMNI6000 | 1 | 15066-09 |
| 3 | АРМ оператора на базе ПК «HP Compaq 6200 P» | 1 | - |
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС (контроллер измерительновычислительный «OMNI6000») обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи, идентификации: отображения на информационном дисплее «OMNI6000» структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии ПО, контрольную сумму. Аппаратная защита обеспечивается пломбированием «OMNI6000». ПО СИКНС имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.
Таблица 2
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Omni 6000 | 81_2011.o24 | 24.75.01 | EB23 | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 3
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Рабочая среда | нефть сырая |
| Диапазон измерения массового расхода нефти по каждой измерительной линии (ИЛ1, ИЛ2, ИЛ3), т/ч | от 1,447 до 87,1 |
| Диапазон измерения избыточного давления нефти, МПа | от 0,5 до 3,0 |
| Диапазон измерения температуры нефти, °С | от 5 до 50 |
| Физико-химические свойства нефти: - давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти, мм.рт.ст - плотность нефти, кг/м3 - вязкость кинематическая при 20 °С, cCT - массовая доля воды, % - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание свободного газа | от 170 до 900 от 750 до 835 от 3 до 15 от 0,3 до 5 0,05 900 не допускается |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы (массового расхода) нефти не превышают, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы (массового расхода) нетто нефти не превышают, % | ±0,35 |
| Условия эксплуатации средств измерений (далее - СИ) СИКНС: - температура окружающей среды, °C - в месте установки СИ БИЛ и БИК - в месте установки СОИ - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от 5 до 35 от 15 до 25 от 30 до 80 от 96 до 104 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В: - силовое оборудование - технические средства СОИ - частота, Гц | 380(+10%, -15%) 220(+10%, -15%) 50 |
| Потребляемая мощность, Вт, не более | 14451 |
| Габаритные размеры, мм -технологический блок-бокс БФ, БИЛ и БИК | 9000x3000x2660 |
| Масса, кг, не более -технологический блок-бокс БФ, БИЛ и БИК | 14000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечивают взрывозащиту «искробезопасная электрическая цепь» уровня не ниже «ib»no ГОСТ Р 51330.10-99.
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, установленную на технологическом блок-боксе БФ, БИЛ и БИК, методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой системы транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания» зав. №1358-12. | 1 шт. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой системы транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания» зав. №1358-12. Паспорт | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой системы транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания». Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу «Система измерений количества и параметров нефти сырой системы транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания». Методика поверки. МП 14-30138-2012», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 29 июня 2012 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;
- калибратор многофункциональный MC5-R: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Расход и масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой системы транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания», аттестованная ГЦИ СИ ООО «СТП», Регистрационный код методики измерений ФР.1.29.2012.12774.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 51330.10 - 99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11.
Искробезопасная электрическая цепь «i».
2. ГОСТ Р 8.595 - 2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
3. ГОСТ Р 8.596 - 2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных
систем. Основные положения».
4. ГОСТ Р 8.615 - 2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр
нефти и нефтяного газа».
Рекомендации к применению
- осуществление государственных учетных операций;
- осуществление торговли и товарообменных операций.
