Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти» (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 турбинных преобразователей расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы турбинных преобразователей расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
СИКН состоит из двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий.
В состав СИКН входят следующие средства измерений (СИ):
- преобразователи расхода турбинные HTM (далее - ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее - регистрационный №) 56812-14;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-10;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-15;
- датчики температуры Rosemount 3144Р, регистрационный № 39539-08;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7827, 7829), регистрационный № 15642-06;
- плотномеры фирмы Шлюмберже, состоящие из преобразователя плотности типа 7835 и центрального блока обработки информации типа 7925, регистрационный № 13424-92;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-05;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный № 48218-11.
В систему сбора, обработки информации и управления СИКН входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИВК), регистрационный № 53852-13;
- контроллер программируемый SIMATIC S7-400, регистрационный № 15773-11;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора СИКН с аттестованным программным обеспечением (ПО) «ГКС Расход НТ».
В состав СИКН входят показывающие СИ:
- манометры для точных измерений МТИ, регистрационный № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный № 303-91.
Допускается применение СИ, находящихся на хранении, а именно:
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный № 15644-01;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный № 52638-13.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР применяется установка поверочная трубопоршневая двунаправленая OGSB (далее - ТПУ), регистрационный № 62207-15, применяемая в качестве рабочего эталона 1-го разряда.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории за установленные интервалы времени;
- автоматические измерения плотности, вязкости, содержания воды нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих СИ давления и температуры нефти соответственно;
- проведение КМХ рабочих ТПР с применением контрольно-резервного ТПР, применяемого в качестве контрольного;
- проведение КМХ и поверки ТПР с применением ТПУ;
- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров нефти, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах АРМ оператора. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях СИКН в целях утверждения типа. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1 и таблице 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | EMC07.Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | PX.7000.01.04 |
| Цифровой идентификатор ПО | A204D560 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора «ГКС расход НТ»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ГКС Расход НТ |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 70796488 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблице 3 и таблице 4.
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч | от 556 до 3040 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (2 рабочие, 1 контрольно-резервная) |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа: - минимально допустимое - рабочее - максимально допустимое | 0,2 от 0,3 до 0,7 0,7 |
| Температура измеряемой среды, °С | от +1,0 до +50,0 |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3: - при минимальной в течение года температуре измеряемой среды - при максимальной в течение года температуре измеряемой среды | от 893,0 до 900,0 от 770,0 до 786,0 |
| Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм /с (сСт) | от 1,0 до 50,0 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 6,0 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 100,0 |
| Массовая доля серы, %, не более | 1,1 |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более | 100,0 |
| Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22 однофазное 380 трехфазное 50±1 |
| Режим управления: - запорной арматурой БИЛ - регуляторами расхода | автоматизированный автоматический |
| Температура воздуха внутри помещения БИК, °С | от +5 до +28 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СИКН
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти», заводской № 719 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 719 Приемосдаточный пункт «Станция смешения нефти» | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти». Методика поверки | МП 0719-14-2017 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0719-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 26 декабря 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки ТПР, входящих в состав СИКН, во всем диапазоне измерений.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
приведены в документе ГКС-008-2017 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 719 ПСП «Станция смешения нефти» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/196014-17 от 19.12.2017).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
Приказ Министерства энергетики РФ от 15 марта 2016 г. № 179 «Перечень 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».
70622-18: Методика поверки МП 0719-14-2017Скачать632.8 Кб