Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №102 ПСП «Тайшет-2» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы нефти в автоматическом режиме.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с применением преобразователей объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей объемного расхода, плотности, температуры и давления поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта (см. рисунок 1). Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
Рисунок 1 - Общий вид СИКН
СИКН конструктивно состоит из блока измерительных линий (БИЛ) в составе трех рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий (ИЛ); блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК); системы обработки информации.
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 |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 250 мм (далее - ТПР) | 15427-06 |
| Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Преобразователи измерительные Rosemount 644 | 56381-14 |
| Датчики температуры Rosemount 644 | 63889-16 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-04, 14061-10 |
| Преобразователи давления AUTROL мод. APT3100 | 37667-08 |
| Расходомеры UFM 3030 | 32562-09 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | 57563-14, 64224-16 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835) (далее - ПП) | 15644-06 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829) (далее - ПВ) | 15642-06 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВН) | 14557-05 |
| Контроллеры программируемые SIMATIC S7-400 | 15773-06 |
| Манометры показывающие для точных измерений МПТИ | 26803-11 |
| Манометры избыточного давления показывающие для точных измерений МТИф | 34911-07 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| Термометры электронные «ExT-01» | 44307-10 |
| Преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н | 42693-09 |
| Преобразователи измерительные (барьеры искрозащиты) серии ^Z600 | 28979-05 |
| Преобразователи измерительные серии MINI | 55662-13 |
| Анализаторы серы общей рентгеноабсорбционные в потоке нефти при высоком давлении NEX XT | 47395-17 |
| Установки поверочные трубопоршневые двунаправленные | 20054-06 |
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности нефти;
- вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории;
- автоматическое измерения давления и температуры нефти с помощью средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- автоматические измерения плотности, вязкости, серы, содержания воды в нефти;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) ИК объемного расхода рабочих ИЛ по контрольно-резервной ИЛ;
- проведение поверки и КМХ ИК объемного расхода с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной;
- проведение КМХ 1111, ВН, ПВ на месте эксплуатации без прекращения процесса измерений;
- автоматический и ручной отбор проб;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты.
Схема пломбировки СИКН от несанкционированного доступа и обозначение места нанесения знака поверки на преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 250 мм представлена на рисунке 2. Знак поверки наносится давлением на пломбы, установленные на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия шпилек, расположенных на диаметрально противоположных фланцах.
Рисунок 2 - Схема пломбировки СИКН
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблицах 2, 3.
Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.арр |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.21/21 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 6051 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ОЗНА-Flow | ОЗНА-Flow |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.3 | T.1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 8E093555 | D5EEB777 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 4, 5, 6.
Таблица 4 - Метрологические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений объемного расхода*, м3/ч | от 400 до 4930 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| * - указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки, фактический диапазон измерений не может превышать максимальный диапазон измерений. |
Таблица 5 - Состав и основные метрологические характеристики ИК с комплектным способом определения метрологических характеристик_
| Номер ИК | Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерений | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторичная часть |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ИК объемного расхода нефти | 1 (ИЛ 1) | Преобразователь расхода жидкости турбинный HELIFLU TZ-N с Ду 250 мм | Контроллер измерительный FloBoss S600+ в комплекте с преобразователем измерительным (барьеры искрозащиты) серии pZ600 | m о S 2 о ^ о н о О (N О | ±0,15% |
| 2 | 1 (ИЛ 2) |
| 3 | 1 (ИЛ 3) |
| 4 | 1 (ИЛ 4) | ±0,151) %, ±0,102) %, |
| 1 Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода нефти контрольно-резервной ИЛ, применяемой в качестве резервной; 2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода нефти контрольно-резервной ИЛ в точке расхода, применяемой в качестве контрольной. |
Таблица 6 - Основные технические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (3 рабочие, 1 контрольнорезервная) |
| Диапазон давления нефти, МПа | от 0,23 до 4,0 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Наименование характеристики | Значение |
| Показатели качества измеряемой среды: - вязкость кинематическая нефти, мм2/с (сСт) - плотность нефти, кг/м3 - температура нефти, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля парафина, %, не более - массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более - массовая доля механических примесей, %, не более | от 2 до 60 от 815,0 до 885,0 от -5 до +40 1,0 900 6,0 100 0,05 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
Продолжение таблицы №6
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, оС - температура воздуха в помещении блока измерительных линий, оС, не менее | от -40 до +35 +10 |
| Срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 7.
Т аб л и ц а 7 - Комплектность СИКН
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №102 ПСП «Тайшет-2», заводской № 102 | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 1082-14-2020 | 1 экз. |
Поверка осуществляется по документу МП 1082-14-2020 «ГСИ. | Система измерений | количества и |
показателей качества нефти СИКН №102 ПСП «Тайшет-2». Методика поверки», утвержденному ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева» 05.08.2020 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 -го разряда в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от
07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН, а также на пломбы, установленные в соответствии со схемой пломбировки от несанкционированного доступа, представленной на рисунке 2.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №102 ПСП «Тайшет-2» филиала «Иркутское РНУ» ООО «Транснефть-Восток» (с изменением № 1, утвержденным 31.10.2016 г. и с изменением № 2, утвержденным 28.02.2020 г., свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/26014-16 (номер в реестре ФР.1.29.2016.23609).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти СИКН №102 ПСП «Тайшет-2»
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Рос-стандарт) от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
80851-20: Методика поверки МП 1082-14-2020Скачать14.6 Мб