Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН 1006 ЗАО «Антипинский НПЗ» (далее СИКН) предназначена для измерения массы нетто нефти в соответствии с требованиями РМГ 100-2010 при учетных операциях между ЗАО «Антипинский НПЗ» и филиалом «Тюменского УМН» ОАО «Сибнефтепровод».
Описание
СИКН состоит из функционально объединенных блоков:
- двух блоков измерительных линий (БИЛ-1, БИЛ-2), предназначенных для непрерывных измерений массы нефти, проходящей по измерительным линиям. В состав БИЛ-1 входит две рабочие измерительные линии и одна контрольная с функцией резервной, в БИЛ-2 входит четыре рабочие измерительные линии и две резервные;
- блока измерений параметров качества нефти (БИК), предназначенного для непрерывного автоматического измерения показателей качества нефти (плотность, влагосодержание);
- блока трубопоршневой установки (ТПУ), предназначенного для проведения поверки и контроля метрологических характеристик массомеров, входящих в БИЛ;
- системы сбора и обработки информации (СОИ), предназначенной для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.
Принцип действия СИКН основан на прямом методе динамических измерений массы нефти с помощью массовых расходомеров. Сигналы с первичных измерительных преобразователей, предназначенных для измерения массы, плотности, объемной доли воды в нефти, температуры и давления поступают в систему обработки информации, которая принимает, обрабатывает информацию, производит вычисление, индикацию и регистрацию результатов измерений количества и показателей качества нефти.
Система сбора и обработки информации и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:
- измерение в автоматическом режиме:
1) массового расхода и массы нефти по каждой измерительной линии и в целом по
СИКН;
2) объемной доли воды в нефти;
4) давления в БИЛ, БИК, ТПУ;
5) температуры в БИЛ, БИК, ТПУ;
6) плотности нефти в БИК;
- расчет в автоматическом режиме:
1) суммарной массы нефти от начала отчетного периода и за отдельные периоды;
2) массы нетто нефти по измерительным линиям и в целом по СИКН;
3) средних значений температуры, давления, плотности, влагосодержания нефти;
4) массовой доли воды в нефти;
- поверка и контроль метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых по трубопоршневой поверочной установке и поточному плотномеру в автоматическом режиме;
- контроль метрологических характеристик рабочих счетчиков-расходомеров по контрольному;
- световая и звуковая сигнализация внештатных состояний СИКН и выхода параметров нефти за установленные пределы;
- индикации и регистрации результатов измерений.
Вид измерительной системы в соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002: ИС-2.
Программное обеспечение
СИКН имеет аттестованное программное обеспечение (ПО), которое представлено встроенным прикладным ПО измерительно-вычислительного комплекса «ИМЦ-03» и ПО автоматизированного рабочего места оператора «АРМ Вектор». Измерительно-вычислительный комплекс «ИМЦ-03» имеет свидетельство о метрологической аттестации алгоритмов от 18.08.2004, выданное ФГУП ВНИИР, г. Казань. «АРМ Вектор» имеет свидетельство об аттестации алгоритма от 26.02.2008, выданное ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1. Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Автоматизированное рабочее место оператора «АРМ Вектор» | Start.gdf | 9.13 | AC7F9EE3 | Для вычисления использована программа Arpoon Checksum Version 1.5 |
Влияние ПО ИВК на метрологические характеристики ИВК учтено при нормировании метрологических характеристик ИВК. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики СИКН
Пределы измерений:
- массового расхода СИКН, т/ч от 94 до 750
- давления, МПа от 0,3 до 4,0
- температуры, °С от + 2,9 до + 30
- плотности, кг/м3 от 830 до 870
- массовой доли воды в нефти, % не более 0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто, % Пределы допускаемой приведенной погрешности измерения давления, % Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры, оС Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения объемной доли воды в нефти, %
± 0,25 ± 0,35 ± 0,5 ± 0,2
±0,05 ± 0,3
от 0 до + 50
от + 15 до + 35
непрерывный
периодический
220/ В+10% /380 В -15%
Предел допускаемой абсолютной погрешности измерения плотности, кг/м3 Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха:
- для первичных измерительных преобразователей, оС
- для ИВК и АРМ оператора, оС Режим работы (без ТПУ)
Режим работы ТПУ
Напряжение питания переменного тока с частотой (50 ± 1) Гц
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации методом штемпелевания.
Комплектность
Таблица 2
| Наименование и тип средства измерений | Метрологические характеристики | Кол-во | Номер Гос-реестра |
| Блоки измерительных линий |
| Счетчик-расходомер массовый Мюго Motion CMF 300 (контрольный) | Верхний предел расходов 272 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,2 % | 1 | 45115-10 |
| Счетчики-расходомеры массовые Mkro Motion CMF 300 (рабочие, резервные) | Верхний предел расходов 272 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,25 % | 8 | 45115-10 |
| Датчики температуры 644 | Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С | 9 | 39539-08 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | Верхний предел измерений 4,0 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 % | 9 | 14061-10 |
| | Блок измерения параметров качества нефти |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | Верхний предел измерений 2,0 %, предел допускаемой абсолютной погрешности ± 0,05 % | 2 | 14557-10 |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный «Solartron» 7835 | Диапазон измерений от 700 до 1100 кг/м3 , предел допускаемой абсолютной погрешности преобразования плотности ± 0,3 кг/м3 | 1 | 15644-06 |
| Датчик температуры 644 | Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, пределы допускаемая абсолютная погрешность ± 0,2 °С | 1 | 39539-08 |
| Преобразователь давления измерительный 3051 | Верхний предел измерений 4,0 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 % | 1 | 14061-10 |
| Блок трубопоршневой поверочной установки |
| Трубопоршневая установка ТПУ Сапфир МН-300-4,0 | Диапазон измерений от 10 до 300 м3/ч, Ру 4,0 МПа, 2-ого разряда | 1 | 41976-09 |
| Датчики температуры 644 | Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С | 2 | 39539-08 |
| Наименование и тип средства измерений | Метрологические характеристики | Кол-во | Номер Гос-реестра |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | Верхний предел измерений 4,0 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 % | 2 | 14061-10 |
| Блок управления |
| Комплекс измерительно-вычис-лительный ИВК «ИМЦ-03» | Предел допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % | 1 | 19240-11 |
| АРМ-оператора | | 1 | |
| Комплект документации |
| Инструкция по эксплуатации, экз. | | 1 | |
| Методика поверки, экз. | | 1 | |
Поверка
осуществляется по методике поверки МП 52746-13 «Инструкция ГСИ Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН 1006 ЗАО «Антипинский НПЗ». Методика поверки», утвержденной 20 сентября 2012 г. ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ».
Перечень основного поверочного оборудования указан в таблице 3. Таблица 3
| Средства измерений | Характеристики средств измерений |
| Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти (УПВА) | Диапазон измерения по току 0-20 мА, по частоте до 15000Гц, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,025 % |
| Магазин сопротивлений Р4831 | Диапазон сопротивлений от 0 до 300 Ом; погрешность не более ± 0,02 % |
| Калибратор давления | Диапазон давлений от 0 до 10,0 МПа, класс точности 0,04 |
| Калибратор температуры | Диапазон температур от минус 50 до +50 оС; абсолютная погрешность не более ± 0,05 оС |
| Эталонный плотномер типа МД-02 | Диапазон измерений от 660 до 980 кг/м3 , предел допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м3 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные «So-lartron» типа 7835 | Диапазон плотностей от 700 до 1100 кг/м3; предел допускаемой абсолютной погрешность не более ± 0,30 кг/м3 (в составе СИКН) |
| Трубопоршневая установка ТПУ Сапфир МН-300-4,0 | Диапазон расхода (10 -300) м3/ч , 2-ого разряда (в составе СИКН) |
| Примечание: возможно применение других эталонных средств измерений с характеристиками не хуже указанных выше. |
Сведения о методах измерений
«Масса нетто нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти СИКН 1006 ЗАО «Антипинский НПЗ» Методика разработана и аттестована 29.11.2010 г. ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 370/01.00248-2008/2010.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти СИКН 1006 ЗАО «Антипинский НПЗ»
1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений;
2. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
3. РМГ 100-2010 Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти
4. Инструкция по эксплуатации. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН 1006 ЗАО «Антипинский НПЗ».
Рекомендации к применению
Торговля и товарообменные операции
