Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 588 ООО «АНГК» на Анжеро-Судженском НПЗ (далее - СИКН) предназначена для измерения массы нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на прямом методе динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы преобразователей расхода, давления, температуры, плотности, объемной доли воды по линиям связи поступают в систему обработки информации, которая принимает и обрабатывает информацию с последующим вычислением массы нефти.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы. Конструктивно СИКН состоит из функционально объединенных блоков:
а) Блока измерительных линий (БИЛ), который предназначен для непрерывного измерения массового расхода нефти. На каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF 300, номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 45115-10;
- датчик температуры 644, регистрационный номер 39539-08;
- преобразователь давления измерительный 3051 мод. 3051 TG, регистрационный номер 14061-04;
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ, регистрационный номер 26803-06;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, регистрационный номер
303-91.
б) Блока измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенного для непрерывного автоматического измерения показателей качества нефти. В состав БИК входят:
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (рабочий и резервный), регистрационный номер 14557-05;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, регистрационный номер 15644-06;
- ротаметр H250, регистрационный номер 19712-08;
- датчики температуры 644, регистрационный номер 39539-08;
- преобразователи давления измерительные 3051 мод. 3051 TG, регистрационный номер 14061-04;
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный номер 26803-06;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер
303-91.
в) Системы обработки информации (СОИ), предназначенной для сбора и обработки сигналов, поступающих от измерительных преобразователей, вычислений показателей и параметров нефти по реализованному в ней алгоритму, а также индикации и регистрации результатов измерений и вычислений. В состав СОИ входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03, регистрационный номер 19240-05;
- АРМ оператора (основное и резервное).
г) Блока трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ). В состав блока ТПУ входят:
- установка трубопоршневая поверочная стационарная ТПУ «ОЗНА-Прувер С-100-1,6-0,05», регистрационный номер 31455-06;
- датчики температуры 644, регистрационный номер 39539-08;
- преобразователи давления измерительные 3051 мод. 3051 TG, регистрационный номер 14061-04;
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный номер 26803-06;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение в автоматическом режиме:
1) массового расхода нефти по каждой измерительной линии и в целом по СИКН;
2) объемной доли воды в нефти;
3) давления в БИЛ, БИК и ТПУ;
4) температуры в БИЛ, БИК и ТПУ;
5) плотности нефти;
- расчет в автоматическом режиме:
1) суммарной массы нефти за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки, с начала партии);
2) массы нетто нефти с учетом показателей качества нефти измеренных или введенных вручную по результатам лабораторного анализа (плотность, влагосодержание, массовая доля механических примесей, массовая концентрация хлористых солей) за отдельные периоды (смена, сутки, с начала партии);
3) средних значений температуры, давления, плотности, массовой доли воды в нефти рассчитанных для отдельных периодов (2 часа, смена, сутки, с начала партии).
- автоматическая обработка результатов поверки и контроля метрологических характеристик средств измерений;
- световая и звуковая сигнализация аварийных состояний СИКН и выхода характеристик нефти за установленные пределы;
- передача измеряемых и расчетных параметров.
Общий вид СИКН представлен на рисунке 1.
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (ПО), представленное встроенным прикладным ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 и ПО АРМ оператора. Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | ИВК «ИМЦ-03» | АРМ оператора «Вектор» |
| Идентификационное наименование ПО | Oil mm.exe | Start.gdf |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 352.02.01 | 9.13 |
| Цифровой идентификатор ПО | 14C5D41A | F4A39456G |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Массовый расход нефти, т/ч | от 16,5 до 80,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Параметры измеряемой среды: - давление нефти на входном коллекторе, МПа - температура перекачиваемой нефти, °С: в БИЛ в БИК - плотность в рабочем диапазоне температуры нефти, кг/м3 - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - содержание свободного газа | от 0,5 до 1,1 от -15 до +20 от +5 до +20 от 800 до 900 1,0 900 0,05 не допускается |
| Количество измерительных линий | 2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Режим работы ТПУ | периодический |
| Температура окружающего воздуха: - для первичных измерительных преобразователей, °С - для ИВК и АРМ оператора, °С | от -15 до +30 от +20 до +30 |
| Параметры электрического питания: - напряжение питания переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | (220/380) +150% (50+1) |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 588 ООО «АНГК» на Анжеро-Судженском НПЗ | - | 1 экз. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 588 ООО «АНГК» на Анжеро-Судженском НПЗ | | 1 экз. |
| ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 588 ООО «АНГК» на Анжеро-Судженском НПЗ. Методика поверки | | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 71197-18 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 588 ООО «АНГК» на Анжеро-Судженском НПЗ. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тюменский ЦСМ» 08.12.2017 г.
Основным средством поверки является трубопоршневая поверочная установка 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002.
Допускается применение аналогичных средств измерений, обеспечивающих определение метрологических характеристик трансформаторов тока с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) № 588 ООО «АНГК» на Анжеро-Судженском НПЗ». Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2017.28379.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 588 ООО «АНГК» на Анжеро-Судженском НПЗ
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости.
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
71197-18: Методика поверкиСкачать3.6 Мб