Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти площадки УПН «Баяндыская» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного определения количества и показателей качества товарной нефти при учетно-расчетных операциях.
Описание
СИКН реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). Принцип действия СИКН заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры, плотности, влагосодержания.
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 (далее - БФ);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ): рабочая и резервно-контрольная измерительные линии (далее - ИЛ);
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- узел подключения к трубопоршневой поверочной установке (далее - ТПУ);
- СОИ.
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы и массового расхода нефти, проходящей через БИЛ, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- автоматический контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- автоматический КМХ рабочего и контрольно-резервного СРМ по ТПУ;
- защиту оборудования и средств измерений (далее - СИ) от механических примесей;
- отбор пробы в БИК;
- измерение плотности и влагосодержания нефти;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
СИ, а так же другие технические средства, входящие в состав СИКН:
Таблица 1
| № п/п | Наименование СИ | Количество | Госреестр № |
| БФ |
| 1 | Преобразователь давления измерительный 3051CD | 2 | 14061-10 |
| БИЛ |
| 1 | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF300 с трансмиттером 2700 | 2 | 45115-10 |
| 2 | Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 в комлекте с преобразователем измерительным 644 | 2 | 22257-11 39539-08 |
| 3 | Преобразователь давления измерительный 3051TG | 2 | 14061-10 |
| БИК |
| 1 | Ротаметр H250 | 1 | 48092-11 |
| 2 | Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 | 1 | 15644-06 |
| 3 | Влагомер нефти поточный УДВН-1пм1 | 1 | 14557-10 |
| 4 | Преобразователь давления измерительный 3051TG | 1 | 14061-10 |
| 5 | Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 в комлекте с преобразователем измерительным 644 | 1 | 22257-11 39539-08 |
| 6 | Прибор УОСГ-100СКП | 1 | 16776-11 |
| 7 | Пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85 с лубрикатором | 1 | - |
| 8 | Пробоотборник для ручного отбора проб Стандарт-Р-50 с диспергатором | 1 | - |
| 9 | Пробоотборник для автоматического отбора проб «Clif Mock» | 1 | - |
| Выходной коллектор |
| 1 | Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 в комлекте с преобразователем измерительным 644 | 1 | 22257-11 39539-08 |
| 2 | Преобразователь давления измерительный 3051TG | 1 | 14061-10 |
| СОИ |
| 1 | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (далее -контроллер) | 2 | 38623-11 |
| 2 | Преобразователи измерительные MTL4541 | 11 | 39587-08 |
Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКН
обеспечивается применением преобразователей измерительных MTL4541.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНП обеспечивает реализацию функций СИКНП. Защита ПО СИКНП от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Защита ПО СИКН от преднамеренных и непреднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется разграничением прав доступа пользователей к ПО с помощью системы паролей и ведением журнала событий.
Аппаратная защита обеспечивается опломбированием FloBoss S600+.
ПО СИКН имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование ПО | Идентификацио нное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО СИКН УПН «Баяндыская» FloBoss S600+ (основной и резервный) | Linux binary.app | 06.09e | 0259 | CRC-32 |
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКН представлены в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование | Значение |
| Рабочая среда | нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Массовый расход нефти через СИКН, т/ч (м3/ч) | от 45,7 до 148,4 (от 59,4 до 185) |
| Рабочий диапазон температуры нефти, °С | от 10 до 50 |
| Рабочий диапазон избыточного давления нефти, МПа | от 1 до 3,8 |
| Физико-химические свойства нефти: - плотность нефти в рабочем диапазоне температур, кг/м3 - вязкость нефти кинематическая в рабочем диапазоне температур, сСт - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - давление насыщенных паров, кПа, не более - объемная доля свободного газа | от 765,9 до 821,4 от 0,9 до 10,5 1 0,05 100 66,7 отсутствует |
| Пределы относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) нетто нефти, % | ± 0,35 |
| Условия эксплуатации СИ СИКН: - температура окружающей среды, °С в месте установки СИ БИК, БИЛ в месте установки СОИ - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от 5 до 45 от 15 до 25 до 95 от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В: силовое оборудование технические средства СОИ - частота, Гц | 380 (+10%, -15%) 220 (+10%, -15%) 50 |
| Потребляемая мощность, кВ • А, не более | 20 |
| Режим работы СИКН | постоянный |
Окончание таблицы 3
| Наименование | Значение |
| Габаритные размеры (ДхШ*В) СИКН, мм | |
| - технологический блок-бокс | 9740х3540х3935 |
| - Шкаф СОИ | 600х2000х800 |
| - Шкаф НКУ | 600х600х250 |
| Масса, кг, не более: | |
| - технологический блок-бокс | 15000 |
| - Шкаф СОИ | 100 |
| - Шкаф НКУ | 100 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, установленную на технологическом блок-боксе и блок-боксе СОИ, методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН представлена в таблице 4.
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти, расположенная на площадке УПН «Баяндыская», зав.№ 252. В комплект поставки входят: Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (основной и резервный), первичные и промежуточные измерительные преобразователи, кабельные линии связи, сетевое оборудование | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти, расположенная на площадке УПН «Баяндыская». Паспорт | 1 экз. |
| МП 83-30151-2014 Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти, расположенная на площадке УПН «Баяндыская». Методика поверки | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти, расположенная на площадке УПН «Баяндыская». Руководство по эксплуатации 252.00.00.00.00 РЭ | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 83-30151-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти площадки УПН «Баяндыская». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 18 марта 2014 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- СИ в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей;
- калибратор многофункциональный MC5-R: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения частотных сигналов прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %; диапазон воспроизведения последовательности импульсов 0...9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В, погрешность ±(0,2 В + 5 % от установленного значения).
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти расположенной на площадке УПН «Баяндыская» (узел учета нефти оперативный)», регистрационный номер ФР.1.29.2013.15195 в Федеральном реестре методик измерений.
Нормативные документы
1. ГОСТ 2517-85 ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
2. ГОСТ Р 51858-2002 ГСИ. Нефть. Общие технические условия
3. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
4. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
5. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденные приказом Минпромэнерго от 31.03.05. № 69
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций;
- выполнение государственных учетных операций.
