Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей расхода жидкости ультразвуковых, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей расхода жидкости ультразвуковых, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система 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 - БИК), системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из четырех рабочих, одной резервной и одной контрольно-резервной измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости ультразвуковые DFX-ММ (далее - УЗР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее - регистрационный номер) 57471-14;
- преобразователи (датчики) давления измерительные EJ*, регистрационный номер 59868-15;
- датчики температуры Rosemount 644, регистрационный номер 63889-16;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный номер 15644-01;
- преобразователи плотности и вязкости FVM, регистрационный номер 62129-15;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный номер 14557-15;
- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, регистрационный номер 22214-01;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный номер 57762-14.
В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ТН-01 (далее - ИВК), регистрационный номер 67527-17;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений МТИ, регистрационный номер 1844-63;
- манометры показывающие для точных измерений МТИф, регистрационный номер 34911-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗР применяется двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» (далее - ТПУ), регистрационный номер 20054-00, применяемая в качестве рабочего эталона 1-го разряда.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости;
- автоматизированные 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, вязкости, содержания воды нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение КМХ рабочих УЗР с применением контрольно-резервного УЗР, применяемого в качестве контрольного;
- 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 системы не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах АРМ оператора. Идентификационные данные ПО ИВК указаны в таблице 1, ПО АРМ оператора не содержит метрологически значимой части.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Anal ogC onverter. app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.6 |
| Цифровой идентификатор ПО | 90389369 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | SIKNCalc.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.24 |
| Цифровой идентификатор ПО | 81827767 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | Sarasota.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.18 |
| Цифровой идентификатор ПО | 868ebfd5 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | PP_78xx.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.20 |
| Цифровой идентификатор ПО | c1085fd3 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI1974.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.30 |
| Цифровой идентификатор ПО | 8719824e |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI3233.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.28 |
| Цифровой идентификатор ПО | 287ea7e8 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI3265.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.30 |
| Цифровой идентификатор ПО | a5d0edc6 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI3266.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.29 |
| Цифровой идентификатор ПО | 18f18941 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI3267.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.24 |
| Цифровой идентификатор ПО | 379495dc |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI3287.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.37 |
| Цифровой идентификатор ПО | d498a0f8 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI3312.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.30 |
| Цифровой идентификатор ПО | fe6d172f |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI3380.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.47 |
| Цифровой идентификатор ПО | ebd763ac |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | KMH_PP.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.17 |
| Цифровой идентификатор ПО | eff0d8b4 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | KMH_PP_AREOM. app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.28 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3f55fff6 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI2816.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 5a4fc686 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI3151.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.21 |
| Цифровой идентификатор ПО | c59a881c |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI3272.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.50 |
| Цифровой идентификатор ПО | 936296d7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | KMH_MPR_MPR.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 26d8c364 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI3288.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.14 |
| Цифровой идентификатор ПО | 8336ab63 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI3155.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.30 |
| Цифровой идентификатор ПО | c226eb11 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI3189.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.21 |
| Цифровой идентификатор ПО | 47200dd9 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | KMH_PV.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 82b5bb32 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | KMH_PW.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 2765bade |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон динамических измерений массы нефти, т/ч (м3/ч) | от 246 до 6300 (от 300 до 7000) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий, шт. | 6 (4 рабочие, 1 резервная, 1 резервно-контрольная) |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа: - минимально допустимое - рабочее - максимально допустимое | 0,1 от 0,2 до 4,5 5,5 |
| Температура измеряемой среды, °С | от +1,0 до +40,0 |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3: - при минимальной в течение года температуре измеряемой среды - при максимальной в течение года температуре измеряемой среды | от 870,0 до 900,0 от 820,0 до 880,0 |
| Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм /с (сСт) | от 5,0 до 130,0 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 6,0 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 100,0 |
| Массовая доля серы, %, не более | 1,8 |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более | 100,0 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22 однофазное 380 трехфазное 50±1 |
| Режим управления: - запорной арматурой БИЛ - регуляторами расхода | автоматизированный автоматический |
| Температура воздуха внутри помещения БИК, °С | от +5 до +28 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим работы системы | непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность системы
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга», заводской № 905 | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки | МП 0718-14-2017 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0718-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 22 декабря 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки УЗР, входящих в состав системы, во всем диапазоне измерений.
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
Методика измерений приведена в документе ГКС-009-2017 «Инструкция. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/211014-17).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
72102-18: Методика поверки МП 0718-14-2017Скачать5.3 Мб