Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская» (далее по тексту - Система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).
Описание
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка Системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.
Принцип действия Системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют по результатам измерений в трубопроводе:
- объема нефти с помощью расходомера ультразвукового, преобразователя избыточного давления и датчика температуры;
- плотности нефти с помощью поточного преобразователя плотности, преобразователя избыточного давления, датчика температуры.
Массу брутто нефти вычисляет система обработки информации, как произведение объёма и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям.
В состав Системы входят:
- блок фильтров;
- блок измерительных линий, имеющий четыре рабочих, одну резервную и одну контрольно-резервную измерительные линии;
- блок измерений показателей качества нефти, предназначенный для измерений температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;
- пробозаборное устройство щелевого типа с лубрикатором;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная стационарная, предназначенная для поверки и контроля метрологических характеристик расходомеров ультразвуковых;
- узел подключения установки поверочной на базе мерников, предназначенной для поверки установки поверочной трубопоршневой двунаправленной стационарной;
- узел подключения установки промывочной, предназначенной для промывки установки поверочной трубопоршневой двунаправленной стационарной;
- узел подключения передвижной поверочной установки;
- система обработки информации.
Параллельная работа рабочих измерительных линий обеспечивает необходимый диапазон расхода при динамических измерениях массы нефти.
Контрольно-резервная измерительная линия, используется как контрольная для проведения контроля метрологических характеристик расходомера ультразвукового рабочих и резервной измерительных линий или используется как резервная измерительная линия.
В качестве опции, расходомеры ультразвуковые комплектуются портами «продувки» с шаровыми кранами. Данные порты позволяют проводить «продувку» - очистку датчиков расходомеров ультразвуковых при помощи оборудования, подключенного к шаровым кранам.
В качестве агента продувки может использоваться газообразный азот, дизельное топливо. Проведение процедуры продувки в соответствии с технической документацией на расходомеры не оказывает влияния на метрологические характеристики расходомера ультразвукового;
В состав Системы входят следующие основные типы средств измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №)):
- расходомеры ультразвуковые LEFM 280CiRN (далее по тексту - УЗР) (регистрационный № 48747-11);
- расходомер ультразвуковой LEFM 280CiRN-M заводской № 110830006 (далее по тексту - КР УЗР) с диапазоном измерений от 400 до 2855 м /ч и пределами допускаемой относительной погрешности измерений объёмного расхода и объёма: в диапазоне расходов не более ± 0,15 %, в точках диапазона расходов не более ± 0,1 %;
- преобразователи плотности измерительные модели 7835 (далее по тексту - ПП), (регистрационный № 15644-96) или преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее по тексту - ПП) (регистрационные №№ 15644-01, 15644-06, 52638-13);
- преобразователи измерительные (интеллектуальные) 3144 к датчикам температуры, (регистрационный № 14683-95) в комплекте с одним из термопреобразователей сопротивления платиновых серии 65 (регистрационные №№ 22257-01, 22257-05, 22257-11);
- преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры, (регистрационный № 14683-00) в комплекте с одним из термопреобразователей сопротивления платиновых серии 65 (регистрационные №№ 22257-01, 22257-05, 22257-11);
- преобразователи измерительные 3144Р (регистрационные №№ 14683-04, 14683-09) в комплекте с одним из термопреобразователей сопротивления платиновых серии 65 (регистрационные №№ 22257-01, 22257-05, 22257-11);
- датчики температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08);
- измерительные преобразователи давления 3051 фирмы Fisher-Rosemount (регистрационный № 14061-94);
- преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационные №№ 14061-99, 14061-04, 14061-10, 14061-15);
- преобразователи давления измерительные 3051S (регистрационные №№ 24116-08, 24116-13);
- влагомеры товарной нефти поточные УДВН-1п (регистрационный № 14557-95);
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационные № 14557-01, 14557-05, 14557-10, 14557-15);
- преобразователи плотности и вязкости измерительные модели 7827 (регистрационный №15642-96);
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 (регистрационные №№ 15642-01, 15642-06);
- расходомер UFM 3030 (регистрационный № 32562-06 или № 32562-09);
- весы настольные РВх (регистрационный № 32737-06);
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее по тексту - ПУ) (регистрационный № 20054-12);
- устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7951 (далее по тексту -ИВК) (регистрационные №№ 15645-96, 15645-01);
- вычислители расхода жидкости и газа модели 7951 (далее по тексту - ИВК) (регистрационный № 15645-06);
- комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix (далее по тексту - ПЛК) (регистрационный № 42664-09);
- преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К (регистрационные №№ 22153-01, 22153-07, 22153-08, 22153-14);
- преобразователи измерительные (барьеры искрозащиты) серии ^Z600 (регистрационный № 28979-05);
- манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3 (регистрационные №№ 17159-98, 17159-03, 17159-08, 17159-14);
- манометры деформационные с трубчатой пружиной типа 2 (регистрационные №№ 15142-96, 15142-98, 15142-03, 15142-08, 55984-13);
- манометры для точных измерений типа МТИ (регистрационные №№ 1844-63, 1844-15);
- манометры показывающие сигнализирующие ДМ 2005Сг1Ех (регистрационный № 4041-93).
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания средств измерений, входящие в состав Системы, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006 и нанесения оттисков клейм или наклеек на эти средства измерений в соответствии с методиками их поверки.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение объемного расхода, температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объёмной доли воды в нефти;
- автоматизированное измерение массы брутто и нетто нефти в рабочих диапазонах расхода;
- защита алгоритма и программы Системы от несанкционированного доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Допускается замена средств измерений, входящих в состав СИКН, на аналогичные
средства измерений утвержденного типа с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.
Программное обеспечение
Система имеет ПО, реализованное в ИВК, ПЛК и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора Системы.
ПО ПЛК не относится к метрологически значимой части ПО Системы и предназначено для контроля и управления технологическими процессами.
Идентификационные данные ПО АРМ оператора приведены в таблице № 1. Идентификационные данные ПО ИВК, приведены в таблице №2.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО АРМ операто | ра |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ОЗНА-Flow (супервизорная система) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 2FE86E35 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
| Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2510 Iss 4.06 B01 |
| Цифровой идентификатор ПО | - |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | - |
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений, обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием ограничения доступа, установкой логина и пароля, ведением доступного только для чтения журнала событий. Доступ к ПО Системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО 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. Конструкция Системы исключает возможность несанкционированного влияния на ПО Системы и измерительную информацию.
Уровень защиты ПО Системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Диапазон измерений расхода при динамических измерениях массы нефти, т/ч (м3/ч) | от 312 до 10164 (от 400 до 11420) |
| Диапазон измерений расхода одной измерительной линии при динамических измерениях массы нефти, т/ч (м /ч) | от 312 до 2541 (от 400 до 2855) |
| Диапазон измерений давления, МПа | от 0,4 до 6,3 |
| Диапазон измерений температуры, °С | от 5 до 46 |
| Диапазон измерений плотности, кг/м3 | от 780 до 890 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности к диапазону измерений избыточного давления нефти, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 | ± 0,36 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности Системы при измерении массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности Системы при измерении массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Количество измерительных линий, шт. | 6 (4 рабочие, 1 резервная, 1 контрольно-резервная) |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Параметры измеряемой среды: - давление, МПа - температура, °С - плотность в рабочих условиях, кг/м3 - кинематическая вязкость, сСт - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание свободного газа | от 0,4 до 6,3 от 5 до 46 от 780 до 890 от 1 до 40 1,0 0,05 100 не допускается |
| Режим работы Системы | непрерывный |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | (380±38), трехфазное (220±22), однофазное (50±0,5) |
| Климатические условия применения: - температура окружающего воздуха, °С | от - 38 до + 45 |
| Средний срок службы, год, не менее | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 40 000 |
Знак утверждения типа
наносится в центре нижней части титульного листа руководства по эксплуатации Системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская», зав. № 210-2019 | | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту оборудования, средств измерений системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская» Заводской № 210-2019 | ОИ 051.10.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская» Заводской № 210-2019. Паспорт | ОИ 051.10.00.00.000 ПС | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская» Заводской № 210-2019. Формуляр | | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0342-19 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0342-19 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская». Методика поверки», утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 18.04.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда (стационарный или передвижной) в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов УЗР и КР УЗР;
- рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.024-2002 в диапазоне плотности, соответствующему диапазону плотности преобразователей плотности, используемых в составе блок измерений показателей качества нефти Системы;
- рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.802-2012 в диапазоне давления, соответствующему диапазону давления преобразователей давления, используемых в составе Системы;
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.558-2009 в диапазоне температуры, соответствующему диапазону температуры преобразователей температуры, используемых в составе Системы;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав Системы.
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
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти «СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская» 2017 г.», ФР.1.29.2017.27329.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти СИКН-23-РК-А004 на НПС «Астраханская»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ Р 8.802-2012 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений избыточного давления до 250 МПа
ГОСТ 8.558-2009 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры
ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 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 Росстандарта 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»
76051-19: Методика поверки НА.ГНМЦ.0342-19 МПСкачать1.4 Мб