Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО "Транснефть - Приволга"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков ультразвуковых. Выходные электрические сигналы счетчиков ультразвуковых, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

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

Система состоит из четырех рабочих и двух резервных измерительных линий.

В состав системы входят следующие средства измерений:

-    счетчики ультразвуковые ALTOSONIC-5 (далее - УЗР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее -регистрационный номер) 18656-00;

-    термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный номер 22257-01, в комплекте с преобразователями измерительными 244 к датчикам температуры, регистрационный номер 14684-00, и преобразователями измерительными 3144 к датчикам температуры, регистрационный номер 14683-00;

-    преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный номер 14061-99;

-    преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный номер 15644-01;

-    счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, регистрационный номер 22214-01.

В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:

-    комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (далее - ИВК), регистрационный номер 19240-00;

-    автоматизированное рабочие место (АРМ) оператора системы с прикладным программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН».

В состав системы входят показывающие средства измерений:

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

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.

Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗР

применяется двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» (далее - ТПУ), регистрационный номер 20054-00, применяется в качестве рабочего эталона 1 разряда.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности;

-    автоматизированные вычисление 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, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории за установленные интервалы времени;

-    автоматические измерение плотности нефти;

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

-    проведение КМХ и поверки УЗР 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.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. ПО системы реализовано в ИВК и компьютере АРМ оператора системы с ПО «Rate АРМ оператора УУН». Идентификационные данные ПО системы указаны в таблице 1.

Таблица 1

Идентификационные данные (признаки)

Значение

ПО АРМ оператора

ПО ИВК

Идентификационное наименование ПО

UUN 915 6.exe

OIL TM.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.3.1.1

342.03.01

Цифровой идентификатор ПО

B6D270DB

EAF7B469

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC32

CRC32

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации и защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе ИВК и АРМ оператора системы структуры идентификационных данных.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к ПО системы для пользователя закрыт.

При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.

ПО системы имеет «высокий» уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Технические характеристики

Метрологические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблице 2.

Таблица 2

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон измерений расхода измеряемой среды, м /ч

от 700 до 6400

Избыточное давление измеряемой среды, МПа:

-    минимально допустимое

-    рабочее

-    максимально допустимое

0,3

от 1,0 до 4,1 5,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Суммарные потери давления на системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:

-    в рабочем режиме, не более

-    в режиме поверки и контроля метрологических характеристик, не более

0,2

0,4

Параметры измеряемой среды

Измеряемая среда

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

Температура измеряемой среды, °С

от +8,0 до +32,0

Плотность измеряемой среды, кг/м3:

-    при минимальной в течение года температуре измеряемой среды

-    при максимальной в течение года температуре измеряемой среды

от 875,0 до 890,0 от 850,0 до 877,0

Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм /с (сСт)

от 18,0 до 60,0

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3

от 25 до 100

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,0147

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 этил-меркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более

100,0

Давление насыщенных паров при максимальной температуре рабочей среды, кПа (мм рт.ст.), не более

66,7 (500)

Содержание свободного газа

не допускается

Основные технические характеристики системы приведены в таблице 3.

Таблица 3

Наименование характеристики

Значение характеристики

Количество измерительных линий, шт.

6 (четыре рабочих, две резервных)

Режим работы системы

непрерывный

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

Класс взрывоопасной зоны по Правилам устройства электроустановок (ПУЭ)/ГОСТ 30852.9-2002 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон»:

-    БИК

-    площадка БИЛ

В-1 а/класс 2 В-1г/класс 2

Категория по взрывопожарной и пожарной опасности по СП 12.13130.2009 «Определение категории помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности»:

-    БИК

-    площадка БИЛ

-    электрощитовая

А

Ан

Д

Категория взрывоопасной смеси по ГОСТ 30852.11-2002 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам»:

- нефть

IIA

Категория электроснабжения по ПУЭ

1

Температура воздуха внутри помещений, °С: - БИК

от +5 до +28

Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды:

- БИК, БИЛ

У1

Исполнение оборудования по сейсмостойкости, баллы по шкале MSK-64

до 6

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.

Таблица 4

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга», заводской № 724

-

1 шт.

Инструкция по эксплуатации

-

1 экз.

Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки

МП 0505-14-2016

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0505-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 23 декабря 2016 г.

Основные средства поверки:

-    рабочий эталон 1 разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»;

-    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

Методика измерений приведена в инструкции «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 104-01.00152-2013-2016).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга»

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

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

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

Развернуть полное описание