Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 934 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 четырех рабочих и одной резервной 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 номер) 56812-14;
- датчики давления типа КМ35, регистрационный номер 56680-14;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный номер 14061-10;
- датчики температуры ТМТ142R, регистрационный номер 63821-16;
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, регистрационный номер 49519-12;
- преобразователи измерительные 244, регистрационный номер 14684-00;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный номер 22257-01;
- датчик температуры Rosemount 644, регистрационный номер 63889-16;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, регистрационный номер 14557-15;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный номер 15644-01;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный номер 52638-13;
- преобразователь расхода жидкости турбинный CRA, регистрационный номер 34951-07;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный номер 48218-11;
- преобразователи плотности и вязкости FVM, регистрационный номер 62129-15;
- анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT, регистрационный номер 47395-17.
В систему сбора, обработки информации и управления СИКН входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИВК), регистрационный номер 53852-13;
- устройство распределенного ввода-вывода Simatic ET200, регистрационный номер 22734-11;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора СИКН с аттестованным программным обеспечением (ПО) «ГКС Расход НТ».
В состав СИКН входят показывающие средства измерений:
- манометры ФТ модели МТИф Кс, регистрационный номер 60168-15;
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный номер 26803-11;
- манометры для точных измерений МТИ, регистрационный номер 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР
применяется установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB (далее - ТПУ), регистрационный номер 62207-15, применяемая в качестве рабочего эталона 1 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
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 |
| 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.
Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч | от 282,0 до 5293,4 |
| 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 СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Количество измерительных линий, шт. | 6 (4 рабочие, 1 резервная и 1 контрольно-резервная) |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа: - минимально допустимое - рабочее - максимально допустимое | 0,2 от 0,3 до 0,6 0,65 |
| Температура измеряемой среды, °С | от +1,0 до +40,0 |
| 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 820,0 до 827,0 |
| Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) | от 5,0 до 50,0 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 | от 25 до 100 |
| 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 | 1,8 |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более | 100,0 |
| Наименование характеристики | Значение |
| 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 |
| Режим управления: - запорной арматурой БИЛ - регуляторами расхода | автоматизированный автоматический |
| 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 № 934 ПСП «Станция смешения нефти», заводской № 934 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 934 приемо-сдаточный пункт «Станция смешения нефти» | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 934 ПСП «Станция смешения нефти». Методика поверки | МП 0662-14-2017 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0662-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 934 ПСП «Станция смешения нефти». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 5 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-007-2017 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 934 ПСП «Станция смешения нефти» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.000257-2013/4014-18 от 17.11.2017 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 934 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.
71030-18: Методика поверки МП 0662-14-2017Скачать1.1 Мб