Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 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 пяти 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;
- автоматизированное 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;
- измерение 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 8000 |
| 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. | 7 (пять рабочих, две резервные) |
| 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-1а/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
приведена в таблице 4.
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга», заводской № 905 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки | МП 0506-14-2016 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0506-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 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 № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 105-01.00152-2013-2016).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 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.
![Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО "Транснефть - Приволга"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО "Транснефть - Приволга"")
67158-17: Методика поверки МП 0506-14-2016Скачать938.2 Кб