Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 568 в районе ЛПДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский» (далее - СИКН) предназначена для измерения массы брутто товарной нефти (далее - нефти), показателей качества нефти и определения массы нетто нефти при учетно-расчетных операциях.
Описание
СИКН реализует прямой метод динамических измерений массы брутто нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ).
Принцип действия СИКН заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам (далее - ИК) от преобразователей массы, давления, температуры, плотности, влагосодержания.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.
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 СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКН входят:
- блок фильтров (далее - БФ);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ): две рабочие и резервно-контрольная измерительные линии (далее - ИЛ);
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- блок трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ);
- СОИ.
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти, проходящей через БИЛ, прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- автоматический контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочих СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- автоматический КМХ рабочих и контрольно-резервного СРМ по ТПУ;
- защиту оборудования и средств измерений (далее - СИ) от механических примесей;
- отбор пробы в БИК;
- измерение плотности и влагосодержания нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений содержания в нефти влаги, хлористых солей и механических примесей;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
СИ, входящие в состав СИКН, указаны в таблице 1:
Таблица 1
| № п/п | Наименование СИ | Коли чество | Г осреестр № |
| БФ |
| 1 | Преобразователь давления измерительный 3051TG | 1 | 14061-10 |
| 2 | Преобразователи давления измерительные 3051CD | 2 | 14061-10 |
| БИЛ |
| 1 | Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF300/3500 | 3 | 45115-10 |
| 2 | Датчик температуры 644 | 1 | 39539-08 |
| 3 | Преобразователи давления измерительные 3051S | 4 | 24116-08 |
| 4 | Датчики температуры Метран-274 | 3 | 21968-11 |
| БИК |
| 1 | Расходомер-счетчик ультразвуковой УРСВ-010М «ВЗЛЕТ РС» | 1 | 16179-02 |
| 2 | Счетчик жидкости СЖУ | 1 | 23602-08 |
| 3 | Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 | 1 | 52638-13 |
| 4 | Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 2 | 14557-10 |
| 5 | Преобразователь давления измерительный 3051TG | 1 | 14061-10 |
| 6 | Датчик температуры 644 | 1 | 39539-08 |
| Блок ТПУ |
| 1 | Установка поверочная СР-М (в комплекте с преобразователем плотности жидкостным измерительным модели 7835 (Госреестр № 15644-06) и расходомером жидкости турбинным 1500 (Госреестр № 32712-12)) | 1 | 27778-09 |
| 2 | Ротаметр Н250 | 1 | 48092-11 |
| 3 | Преобразователи давления измерительные 3051S | 3 | 24116-08 |
| 4 | Датчики температуры 3144P | 3 | 39539-08 |
| | СОИ |
| 1 | Комплекс измерительно-вычислительный «Вектор-02» (далее - ИВК) | 1 | 43724-10 |
| 2 | АРМ оператора СИКН «Вектор» | 2 | - |
Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКН обеспечивается применением преобразователей измерительных (барьеров искрозащиты), входящих в состав ИВК.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН. Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора) и идентификации (отображением на информационном дисплее СИКН структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии и цифровой идентификатор (контрольную сумму) ПО), а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием ИВК. Уровень защиты ПО и измерительной информации - средний по Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | icc_mt | calc.dll | Module2.bas |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.1 | 1.1 | 1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 355877189 | B1BE0C27299764F BDB3DF226000C93B7 | 6deb147f |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 | md5 | CRC-32 |
| Другие идентификационные данные | ПО ИВК | ПО АРМ оператора «Вектор» |
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКН представлены в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование | СИКН |
| Рабочая среда | нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Диапазон массового расхода нефти через СИКН, т/ч - ИЛ №1 - ИЛ №2 - ИЛ №3 | от 20 до 180 от 20 до 180 от 19,9 до 181 |
| Рабочий диапазон температуры нефти, °С | от 1 до 30 |
| Рабочее избыточное давление нефти, МПа, не более | от 0,2 до 0,54 |
| Физико-химические свойства нефти: - плотность нефти в рабочем диапазоне температур, кг/м3 - вязкость нефти кинематическая в рабочем диапазоне температур, сСт - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - давление насыщенных паров, кПа, не более - объемная доля свободного газа | от 754,2 до 870,1 от 1,14 до 5,1 0,5 0,05 900 66,7 отсутствует |
| Пределы относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
| Условия эксплуатации СИ СИКН: - температура окружающей среды в месте установки, °С СИ БФ, БИЛ, БИК, блока ТПУ СОИ - относительная влажность в месте установки, %, не более первичных преобразователей ИК вторичных преобразователей ИК и СОИ - атмосферное давление, кПа | от 0 до 40 от 5 до 30 95 80 от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В: - частота, Гц | 380/220 (±10%) 50±0,1 |
| Наименование | СИКН |
| Потребляемая мощность, кВ • А, не более | 15 |
| Режим работы СИКН | постоянный |
| Г абаритные размеры (Д*Ш*В) СИКН, мм | |
| - БФ | 3200x2030x2870 |
| - Блок-бокс БИЛ и БИК | 10200x3200x3950 |
| - Блок-бокс ТПУ | 9800x3000x3000 |
| Масса, кг, не менее: | |
| - БФ | 3000 |
| - Блок-бокс БИЛ и БИК | 9840 |
| - Блок-бокс ТПУ | 20000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку СИКН методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН представлена в таблице 4.
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 568 в районе ЛПДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский», зав.№ 15 | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 568 в районе ЛПДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский». Паспорт | 1 экз. |
| МП 126-30151-2014 ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №568 в районе ЛПДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский». Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 126-30151-2014 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №568 в районе ЛПДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский». Методика поверки». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 11 ноября 2014 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- СИ в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных 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 прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №568 в районе ЛПДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 178-384-01.00328-2014.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №568 в районе ЛПДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский»
1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
2. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
3. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия
4. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденные приказом Минпромэнерго от 31.03.05. № 69
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли;
- при выполнении государственных учетных операций и учете количества энергетических ресурсов.
59678-15: Описание типа СИСкачать84.9 Кб