Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 32 ПСП «Самара-1» (далее по тексту - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в автоматическом режиме.
Описание
Принцип действия СИКН 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.
СИКН 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 по тексту - БИК), системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
СИКН состоит из трех рабочих и одной резервной измерительных линий.
В состав СИКН входят следующие средства измерений:
- счетчики ультразвуковые ALTOSONIC-5 (далее по тексту - УЗР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее по тексту - регистрационный номер) 18656-00;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационные номера 22257-01, 22257-11;
- термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, регистрационный номер 53211-13;
- преобразователи измерительные 644 к датчикам температуры, регистрационный номер 14683-00;
- преобразователи измерительные 3144Р, регистрационные номера 14683-04, 14683-09;
- преобразователи измерительные Rosemount 3144P, регистрационный номер 56381-14;
- датчик температуры 644, регистрационный номер 39539-08;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный номер 14061-10;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный номер 15644-01;
- влагомеры нефти поточные модели LC, регистрационные номера 16308-97, 16308-02;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, регистрационный номер 15642-01;
- датчики давления Метран-150, регистрационный номер 32854-13;
- счетчики жидкости турбинные CRA/MRT 97, регистрационный номер 22214-01.
В систему сбора, обработки информации и управления СИКН входят:
- комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-03 (далее по тексту - ИВК), регистрационный номер 19240-00;
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора СИКН с аттестованным программным обеспечением «RATE».
В состав СИКН входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МТИ, регистрационный номер 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91;
- термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов ТИН «Стеклоприбор», регистрационный номер 38484-08.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗР применяется двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» Ду 36" (далее по тексту - ТПУ), регистрационный номер 20054-00, применяемая в качестве рабочего эталона 1-го разряда.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированные измерения объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости;
- вычисления 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, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории за установленные интервалы времени;
- автоматические измерения плотности нефти;
- измерения 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.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН (ИВК, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора) обеспечивает реализацию функций СИКН. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблицах 1, 2.
Уровень защиты ПО СИКН «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 342.03.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | EAF7B469 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Rate АРМ оператора УУН |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | B6D270DB |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 3, 4.
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон расхода через СИКН*, м3/ч | от 1396,0 до 7018,8 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Таблица 4 - 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 рабочих, 1 резервная) |
| Диапазон давления измеряемой среды, МПа | от 0,55 до 1,6 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от 5,0 до 40,0 |
| Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 | от 820,0 до 875,1 |
| Вязкость кинематическая измеряемой среды, мм /с | от 9,0 до 40,0 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 300 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 20,0 |
| Массовая доля серы, %, не более | 1,8 |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более | 40,0 |
| Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22 однофазное, 380±38 трехфазное 50±1 |
| Режим управления: - запорной арматурой БИЛ - регуляторами расхода | автоматизированный автоматический |
| Температура воздуха внутри помещения блока измерений показателей качества измеряемой среды, °С | от +5 до +28 |
Примечание* - При подключении резервной измерительной линии обеспечивается диапазон измерений расхода от 1396,0 до 8400,0 м3/ч._
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 5.
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 32 ПСП «Самара-1», заводской № 32 | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0861-14-2018 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0861-14-2018 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 32 ПСП «Самара-1». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30.11.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с 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» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки УЗР, входящих в состав СИКН, в рабочем диапазоне измерений;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 32 ПСП «Самара-1» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/182014-18 от «23» ноября 2018 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 32 ПСП «Самара-1»
Приказ 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»
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»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
74444-19: Методика поверки МП 0861-14-2018Скачать653.6 Кб