Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №2017 (далее по тексту -СИКН) предназначена для автоматизированного коммерческого учета нефти при проведении приемо-сдаточных операций на ПСП АО «Татойлгаз».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion (далее по тексту - МПР). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей МПР поступают на соответствующие входы комплексов измерительно-вычислительных «ИМЦ-03» (далее по тексту - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
Конструктивно СИКН состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ) и системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
БИК выполняет функции определения текущих показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: ИВК, осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; два автоматизированных рабочих места оператора на базе ПО «Rate АРМ оператора УУН» (основное и резервное) (далее по тексту - АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной ПУ.
В состав СИКН входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)), приведенный в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Состав СИКН
| Наименование СИ | Регистрационный № |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-16 |
| Датчики давления Метран-150 | 32854-13 |
| Датчики температуры Rosemount 644 | 63889-16 |
| Расходомеры UFM 3030 | 32562-09 |
| Комплексы измерительно-вычислительные «ИМЦ-03» | 19240-05 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-15 |
| Преобразователи плотности и расхода CDM | 63515-16 |
| Манометры показывающие для точных измерений МПТИ | 26803-04 |
| Манометры МП показывающие и сигнализирующие | 59554-14 |
| Манометры ФТ | 60168-15 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерений массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3) и объемной доли воды (%) в нефти;
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ МПР по передвижной ПУ;
- КМХ МПР, установленого на рабочей ИЛ, по МПР на контрольно-резервной ИЛ;
- автоматический и ручной отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Программное обеспечение
СИКН реализовано в ИВК и в АРМ оператора, оснащенные средствами отображения, управления и печати. Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) СИКН приведены в таблице 2.
Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО СИКН
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | Rate APM оператора УУН | OIL MM.EXE |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3.1.1 | 352.04.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6D270DB | FE1634EC |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | CRC32 | CRC32 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч (м3/ч) | от 25 (27) до 100 (111) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность при +20°С, кг/м3 - давление, МПа, не более - рабочее - минимальное допускаемое - максимальное допускаемое - вязкость кинематическая при +20°С, мм2/с (сСт), не более - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти, кПа (мм рт.ст), не более - массовая доля парафина, %, не более - массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более - массовая доля серы, %, не более - массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более - массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры +204°С, млн-1 (ppm), не более - содержание свободного газа, % | от 895 до 930 от 0, 4 до 1, 0 0,4 1,6 100 от +20 до +45 0,5 0,05 100 66,7 (500) 6 100 4,3 100 6 отсутствует |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 400±40, 230±23 50±0,4 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от +5 до +35 95 от 84,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет Средняя наработка на отказ, ч | 10 20000 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
Комплектность
Т а б л и ц а 5 - Комплектность СИ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №2017, зав. № 499 | - | 1 шт. |
| Паспорт | 19С31.00 ПС | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0580-21 МП | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
представлены в документе МН 1078 - 2021 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №2017, свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-003/01-2021 (Аттестат аккредитации № RA.RU.310652 от 30.05.2017).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №2017
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. 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
82951-21: Методика поверки НА.ГНМЦ.0580-21 МПСкачать5.3 Мб