Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 702 (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей объемного расхода, преобразователей плотности, температуры и давления. Выходные сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
СИКН состоит из:
- блока измерительных линий;
- блока измерений показателей качества нефти;
- системы обработки информации.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения объема нефти в рабочем диапазоне расхода;
- автоматизированные измерения массы нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода;
- автоматические измерения температуры, давления (избыточное, дифференциальное), плотности, вязкости нефти и объемной доли воды в нефти;
- измерения давления нефти с применением показывающих средств измерений давления;
- проведение контроля метрологических характеристик и поверки преобразователей расхода турбинных HTM модели HTM10 и преобразователя объема жидкости лопастного Smith Meter с ДУ 16" модели М16 с применением установки поверочной;
- проведение контроля метрологических характеристик преобразователей расхода турбинных HTM модели HTM10 с применением преобразователя объема жидкости лопастного Smith Meter с ДУ 16" модели М16;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушения установленных границ;
- вычисления массы нетто нефти с использованием результатов измерений массовых долей воды, механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в испытательной лаборатории;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- ручное и автоматическое управление запорной и регулирующей арматурой;
- защита информации от несанкционированного доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
В составе СИКН применены следующие основные средства измерений:
- преобразователи расхода турбинные HTM модели HTM10 , регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный номер) 56812-14;
Далее по тексту - ПР
- преобразователи плотности и расхода CDM модификации CDM100P, регистрационный номер 63515-16;
- преобразователи плотности и вязкости FVM, регистрационный номер 62129-15;
- преобразователи давления измерительные 3051 моделей 3051Т, регистрационный номер 14061-15;
- датчики температуры Rosemount 644, Rosemount 3144Р, регистрационный номер 63889-16;
- расходомер-счетчик ультразвуковой Optisonic 3400, регистрационный номер 57762-14;
- влагомеры поточные модели L, регистрационный номер 56767-14;
- контроллеры измерительные FloBoss S600+, регистрационный номер 57563-14;
- манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3, регистрационный номер 17159-14;
*
- преобразователь объема жидкости лопастной Smith Meter с ДУ 16" модели М16 , регистрационный номер 12749-00;
- преобразователи измерительные серии MTL5500 моделей MTL5532, MTL5541 регистрационный номер 39587-14;
- преобразователи измерительные постоянного тока в напряжение TBR-08, регистрационный номер 73139-18;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная ВНР-1900, регистрационный номер 45108-10.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в контроллерах измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту - ИВК) и компьютерах автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора. Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.
Уровень защиты ПО средний в соответствии с Р 50.2.077 - 2014.
Таблица 1- Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ИВК | АРМ оператора |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app | PR-TPU.dll | PR ММЖ | HNetto.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 06.26а | | | |
| Цифровой идентификатор ПО | 0х2287 | B565B717 | AF38FAC6 | 8E897D17 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC16 | CRC32 | CRC32 | CRC32 |
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики СИКН, в том числе показатели точности и физико-химические показатели измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, м /ч | от 300 до 8000 |
| 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 СИКН и физико-химические показатели измеряемой среды_
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий, шт. | 8 (пять рабочих, две резервных, одна контрольно-резервная) |
| Избыточное давление нефти, МПа | |
| - рабочее | от 0,2 до 1,6 |
| - минимально допустимое | 0,2 |
| - максимально допустимое | 1,9 |
| Суммарные потери давления на СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: | |
| - в режиме измерений | 0,2 |
| - в режиме поверки и контроля метрологических | |
| характеристик | 0,4 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Параметры измеряемой среды: | |
| - измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| - температура, °С | от +1 до +30 |
| - плотность при температуре измеряемой среды | |
| +15 оС, кг/м3 | от 855 до 890 |
| - плотность при температуре измеряемой среды | |
| +20°С, кг/м3 | от 850 до 885 |
| - вязкость кинематическая, мм2/с (сСт) | от 5 до 50 |
| - массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| - массовая доля механических примесей, %, не | |
| более | 0,05 |
| - массовая концентрация хлористых солей, | |
| мг/дм3, не более | 900 |
| - давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), | |
| не более | 66,7 (500) |
| - содержание свободного газа | не допускается |
| Параметры электрического питания: | |
| - напряжение переменного тока, В | 380±38, трехфазное 220±22, однофазное |
| - частота переменного тока, Гц | 50±1 |
Продолжение таблицы 3
| Наименование характеристики | Значение |
| Условия эксплуатации: - температура воздуха в помещениях блока измерений показателей качества нефть и операторной, °С, не менее - температура воздуха на площадке блока измерительных линий, °С | +5 от -30 до +45 |
| Срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа наносится в правом нижнем углу титульного листа типографским способом. | инструкции по эксплуатации СИКН |
Комплектность Комплектность СИКН приведена в таблице 4. | | |
| Таблица 4 - Комплектность СИКН | | |
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 702, заводской № 702 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0965-14-2019 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0965-14-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 702. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 25.10.2019.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда (установка поверочная трубопоршневая двунаправленная ВНР-1900) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта РФ от 07.02.2018 № 256, с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,10 % и диапазоном расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки ПР, входящих в состав СИКН, в рабочем диапазоне измерений;
- эталон единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2 разряда в соответствии с ГОСТ 8.614-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов»;
- рабочий эталон единицы частоты 4 разряда в соответствии с ГПС, утвержденной приказом Росстандарта от 31 июля 2018 г. № 1621.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Инструкция. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 702 ПСН «Адамова Застава» АО «ПЕРН» (PERN S.A.)», регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2019.35320.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 702
Приказ Минэнерго России от 15 марта 2016 г. № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 «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»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
78490-20: Методика поверки МП 0965-14-2019Скачать11.9 Мб