Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти резервная для СИКН № 733 ПСП «Козьмино» (далее - РСИКН) предназначена для автоматизированного определения массы нефти.
Описание
Принцип действия РСИКН основан на косвенном методе динамических измерений массы нефти.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с применением измерительных компонентов: преобразователя объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователя объемного расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного контроллера FloBoss S600+, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Часть измерительных компонентов РСИКН формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК) метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.
РСИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из 1 измерительной линии (ИЛ), системы сбора, обработки информации и управления (далее -СОИ). Монтаж и наладка РСИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на РСИКН и ее компоненты.
РСИКН установлена последовательно с системой измерений количества и показателей качества нефти № 733 ПСП «Козьмино» в связи с чем предусмотрена возможность измерения массы брутто нефти с применением результатов измерений плотности нефти блоке измерений показателей качества нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 733 ПСП «Козьмино» СИ указанными в таблице 1.
В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты, утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 1 | 2 |
| Расходомер ультразвуковой UFM 3030 | 48218-11 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-10 |
| Датчики температуры 644, 3144P | 39539-08 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 |
| Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ, МВПТИ | 26803-06 |
| Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ и ВТИ | 1844-63 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ -4 | 303-91 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835, 7845, 7846, 7847) модель 7835 | 15644-06 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модель (мод. 7825, 7826, 7827, 7828, 7829) модель 7829 | 15642-06 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-05 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным входным сигналом ТСПУ, модели 65 -644 | 27129-04 |
| Контроллер измерительный FloBoss S600+ (зав. № 18361952) | - |
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002 -2006.
РСИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м 3/ч);
- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода
(т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа);
- поверку и контроль метрологических характеристик ультразвукового расходомера с помощью стационарной трубопоршневой поверочной установки и турбинных преобразователей расхода, используемых в качестве компараторов;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
- формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об отказе системы и ее составных элементах).
Программное обеспечение
РСИКН имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600+ и в ПО ПК «Cropos».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077 -2014.
Идентификационные данные ПО контроллеров и АРМ оператора приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Контроллеры FloBoss S600+ | ПК «Cropos» |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app | ПК «Cropos» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.25/25 | 1.48 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1990 | CC39FD86 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC16 | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч | от 700 до14000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,6 |
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик__
| | <и К К а в - оК к S (U ^ ем и а я | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| о, е S о оН | Первичный измеритель ный преобразова тель | Вторичная часть | измерений |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1-12 | ИК силы тока | 12 (СОИ) | | Аналоговые входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | От 4 до 20 мА | ±0,04 % (относительная) |
| 13, 14 | ИК частоты | 2 (СОИ) | | Частотные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 1 до 10000 Гц | ±0,001 (относи тельная) |
| 15 | ИК коли чества импуль сов | 1 (СОИ) | | Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | (диапазон частот от 1 до 10000 Гц) | ±1 (абсо лютная |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Температура окружающего воздуха, °С: | от -50 до +40 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 400±40/230±23 50±1 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
| Режим работы СИКН | Периодический, автоматизированный |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3 - давление, МПа - температура, °С - массовая доля воды, %, не более | от 830 до 890 от 0,3 до 1,6 от -8* до +50 1,0 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Температура окружающего воздуха, °С: | от -50 до +40 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 400±40/230±23 50±1 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
| Режим работы СИКН | Периодический, автоматизированный |
| - вязкость кинематическая, мм2/с | от 4,5 до 60,0 |
| Примечание * - влагомер применяется только при значении температуры нефти в БИК не менее +5 °С. Перед БИК установлен подогреватель нефти для поддержания рабочей температуры нефти в БИК от +5 °С до +50 °С. |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации РСИКН типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти резервная для СИКН № 733 ПСП «Козьмино», зав. № 01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0414-19 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0414-19 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти резервная для СИКН №733 ПСП «Козьмино». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»
20.12.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 -го или 2 -го разряда (установка поверочная турбопоршневая) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;
- рабочий эталон 2 разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений силы постоянного электрического тока, утвержденной приказом Росстандарта от 1.10.2018 г. № 2091 в диапазоне от 110 "16 до 100 А, с относительной погрешностью 1,6 10"2^2 10"3, с допускаемой относительной погрешностью от 110 "4 до
2 10-2;
- рабочий эталон 4 разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерения времени и частоты, утвержденной приказом Росстандарта от 31.07.2018г. № 1621;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
МН 1025-2020 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений резервной системой измерений количества и показателей качества нефти №733 ПСП «Козьмино», утверждена ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань, зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.28.2020.37215.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти резервной для СИКН № 733 ПСП «Козьмино»
ГОСТ 8.589-2007 ГСИ. Ведение учетных операций на пунктах приема -сдачи нефти в нефтепроводных системах
ГПС для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256
79834-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0414-19 МПСкачать17.4 Мб