Система измерений количества и показателей качества нефти "Основная схема учета СИКН № 437 НПС "Рязань" Рязанского РНУ"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Найдено поверителей 2

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении приемосдаточных операций.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с применением преобразователей расхода жидкости, преобразователей плотности жидкости, преобразователей температуры и давления. Выходные электрические сигналы с преобразователей поступают на соответствующие входы контроллера измерительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, блока фильтров, системы обработки информации, системы дренажа, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), стационарной поверочной установки, узла регулирования давления, узла регулирования расхода, узла подключения передвижной поверочной установки, узла отбора проб, технологических и дренажных трубопроводов.

Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из трех (резервного и двух рабочих) измерительных каналов объема нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:

-    преобразователи расхода жидкости турбинный MVTM (далее - ТПР), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный номер) 16128-10;

-    преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), регистрационный номер 52638-13;

-    преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные мод. 7829, регистрационный номер 15642-06;

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный номер 14557-15;

-    датчики температуры 644 и 3144Р, регистрационный номер 39539-08;

-    датчики температуры TMT142R, регистрационный номер 63821-16;

-    термопреобразователь универсальный ТПУ 0304, регистрационный номер 50519-12;

-    преобразователи давления измерительные 3051, регистрационные номера 14061-99, 14061-04, 14061-10;

-    датчики давления «Метран-150», регистрационный номер 32854-09;

-    преобразователи давления измерительные АИР-20/М2, регистрационные номера 46375-11 и 63044-16;

-    расходомер - счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный номер 57762-14;

В систему обработки информации системы входят:

-    контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (далее - ИВК), регистрационный номер 38623-11;

-    блоки обработки данных «VEGA-03», регистрационный номер 20498-00;

-    контроллер программируемый Simatic S7-400, регистрационный номер 15773-11;

-    автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы на базе программного обеспечения.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры для точных измерений типа МТИ, регистрационный номер 1844-63;

-    манометры показывающие для точных измерений типа МПТИ, регистрационный номер 26803-11;

-    манометры МП показывающие, регистрационный номер 59554-14;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91. Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматические измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;

-    измерения давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

-    проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной ВНР-1900;

-    автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

-    автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

-    защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства средства

измерений снабжены средствами защиты (пломбировки) в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (ИВК, АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций системы. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

Уровень защиты ПО системы «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значения

ПО АРМ оператора БИЛ СИКН № 437 «ГСК РАСХОД НТ БИЛ»

ПО ИВК S600+ (основной)

ПО ИВК S600+ (резервный)

Идентификационное наименование ПО

mass_netto.pas

LinuxBinary.app

LinuxBinary.app

Номер версии (идентификационный номер ПО)

-

06.09е/09е

06.09е/09е

Цифровой идентификатор ПО

7673463с

0259

О259

Другие идентификационные данные

CRC 32

CRC 16

CRC 16

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон измерений расхода, м /ч

от 409 до 3944

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Количество измерительных линий, шт.

3(две рабочих и одна резервная)

Суммарные потери давления в СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более

-    в рабочем режиме

-    в режиме поверки и КМХ

0,2

0,4

Режим работы СИКН

непрерывный

Параметры измеряемой среды:

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»

Давление нефти, МПа:

-    рабочее

-    минимально допустимое

-    максимально допустимое

0,3

0,2

0,6

Рабочий диапазон температуры нефти, °С

от +3,8 до +18,7

Плотность в рабочем диапазоне температуры нефти, кг/м3

от 865,5 до 885,5

Вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт)

от 14 до 36

Массовая доля воды, %, не более

1

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более

66,7 (500)

Массовая доля серы, %, не более

1,9

Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ppm), не более

100

Массовая доля метил-и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1, (ppm), не более

40

Режим управления:

-    основной запорной арматурой

-    регуляторами расхода и давления

автоматизированный

автоматический

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Параметры электрического питания:

- напряжение переменного тока, В

380, трехфазное, 220±22, однофазное,

- частота переменного тока, Гц

50

Условия эксплуатации:

- температура окружающего воздуха, °С

от -41 до +38

- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование СИКН, °С, не менее

+15

- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование СИКН, %

от 30 до 80

- относительная влажность окружающего воздуха, %

от 55 до 98

- атмосферное давление, кПа

от 84,0 до 106,7

Знак утверждения типа

наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность системы

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ»

Заводской № 437

1 шт.

Инструкция по эксплуатации

-

1 экз.

«Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ». Методика поверки»

МП 0485-14-2016

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0485-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 14 октября 2016 г. Основные средства поверки:

-    рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.510 - 2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 3.2.ВЮЕ.0001.2015, диапазон измерений объемного расхода рабочей среды от 190 до 1900 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1 %.

-    средства поверки в соответствии с методикой поверки на систему.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Сведения о методах измерений

приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ АО «Транснефть - Верхняя Волга» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 089-01.00152-2013-2016 от 30.08.2016г.).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ»

1    ГОСТ Р 8.595 - 2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».

2    ГОСТ 8.510 - 2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

Развернуть полное описание