Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти на выходе НСПТН ЦППН-1 ООО «РН-Ставропольнефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы брутто товарной нефти (далее - нефть) и определения массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от расходомеров массовых Promass с первичным преобразователем расхода Promass F и электронным преобразователем 83 (далее - РМ), средств измерений расхода, давления, температуры, влагосодержания и плотности. СИКН реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью РМ.
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;
- блок измерительных линий;
- блок измерений параметров качества нефти;
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ);
- СОИ.
Блок измерительных линий включает две рабочие измерительные линии, одна из которых резервно-контрольная.
Состав СОИ:
- комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК-09-ТН;
- шкаф СОИ;
- автоматизированное рабочее место оператора СИКН.
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы (массового расхода) брутто нефти прямым динамическим методом в рабочих диапазонах массового расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- автоматическое измерение влагосодержания и плотности;
- вычисление массы нетто нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- контроль метрологических характеристик рабочих РМ по контрольно-резервному РМ;
- контроль метрологических характеристик и поверка РМ по ППУ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- автоматический и ручной отбор проб;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Таблица 1 - Состав СИКН
| Наименование средств измерений и оборудования | Количес тво | Регистрационный номер |
| Блок фильтров |
| Преобразователь давления измерительный ОВЕН ПД-200ДД | 2 | 44389-10 |
| Блок измерительных линий |
| Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass F и электронным преобразователем 83 | 2 | 15201-11 |
| Преобразователь давления измерительный ОВЕН ПД-200ДИ | 3 | 44389-10 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270 модели Метран-276-Ex | 1 | 21968-11 |
| Блок измерений параметров качества нефти |
| Преобразователь давления измерительный ОВЕН ПД-200ДИ | 1 | 44389-10 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270 модели Метран-276-Ex | 1 | 21968-11 |
| Расходомер-счетчик ультразвуковой Optisonic 3400 | 1 | 57762-14 |
| Преобразователь плотности и расхода CDM | 1 | 63515-16 |
| Анализатор влажности FIZEPR-SW100 | 1 | 58390-14 |
| СОИ |
| Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК-09-ТН | 2 | 55487-13 |
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) представляет собой ПО «МикроТЭК-09» комплекса измерительно-вычислительного МикроТЭК-09-ТН и обеспечивает реализацию функций СИКН. Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля) и идентификации, а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи и ведением журнала событий.
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров системой уровней доступа и опломбированием соответствующих конструктивов и блоков. Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКН
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | mathSarasotaFD960.mdll | mathSolartron7835.mdll | mathTransforms.mdll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.757 | 1.757 | 1.757 |
| Цифровой идентификатор ПО | AF11667CD939F70C2AA CEA2837FC3587 | A4497D2234B7A0FE2577 39D3B4AA2005 | 13DA4AFE2991695791D AB25ACD65B6CD |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | mathRawOil.mdll | mathCommercialOil.mdll | mathHC.mdll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.757 | 1.1747 | 1.757 |
| Цифровой идентификатор ПО | 5AFF2325058B355AA3 B322DA8D681519 | A11709D9D03D975659 672CC96759675A | 02DC49B1E0F7507771F C067108C30364 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 4 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазоны входных параметров нефти: - массовый расход, т/ч - избыточное давление, МПа - температура, °С | от 80 до 220 от 2,5 до 5,8 от +50 до +80 |
| Физико -химические свойства нефти: - плотность при температуре 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание свободного газа | от 810 до 840 1 0,05 500 не допускается |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | товарная нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Параметры электрического питания: | |
| - напряжение переменного тока силового оборудования, В | 380+57 |
| - напряжение переменного тока технических средств СОИ, В | 220+23 |
| - частота переменного тока, Г ц | 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВ • А, не более | 30 |
| Габаритные размеры блок-бокса СИКН, мм, не более: - длина - ширина - высота | 11500 3000 3120 |
| Масса, кг, не более | 25000 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | товарная нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от +5 до +50 95 от 84,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта по центру типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 6 - Комплектность СИКН
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти на выходе НСПТН ЦШ1Н-1 ООО «РН-Ставропольнефтегаз», заводской № 12 | - | 1 шт. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти на выходе НСПТН ЦШ1Н-1 ООО «РН-Ставропольнефтегаз». Руководство по эксплуатации | 109П-00.00.000-РЭ | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти на выходе НСПТН ЦШ1Н-1 ООО «РН-Ставропольнефтегаз». Паспорт | 109П-00.00.000-ПС | 1 экз. |
| Г осударственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества нефти на выходе НСПТН ЦШ1Н-1 ООО «РН-Ставропольнефтегаз». Методика поверки | МП 3110/1-311229-2017 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 3110/1-311229-2017 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества нефти на выходе НСПТН ЦППН-1 ООО «РН-Ставропольнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 31 октября 2017 г.
Основное средство поверки:
- калибратор многофункциональный MCх-R (регистрационный номер 22237-08), диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения последовательности импульсов от 0 до 9999999 импульсов;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на выходе НСПТН ЦППН-1 ООО «РН-Ставропольнефтегаз», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 2709/3-105-311459-2017.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия Конструкторская документация ООО «МЦ КИТ» №109П-00.00.000 СБ
70428-18: Методика поверки МП 3110/1-311229-2017Скачать4.6 Мб