Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС «Требса» ООО «Башнефть-Полюс» (далее - СИКНС) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров сырой нефти и вычисления массы нетто сырой нефти.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от расходомеров массовых Promass 80F (далее - РМ), средств измерений давления, температуры, влагосодержания и плотности. СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти в трубопроводе с помощью РМ.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКНС входят:
- блок фильтров;
- блок измерительных линий;
- выходной коллектор;
- блок контроля качества нефти;
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ);
- узел подключения пикнометрической установки;
- СОИ.
Блок измерительных линий включает две рабочие и одну резервно-контрольную измерительные линии с диаметром условного прохода DN 250.
Состав СОИ:
- контроллер измерительный FloBoss S600+ (далее - FloBoss S600+);
- шкаф СОИ;
- автоматизированное рабочее место оператора СИКНС.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение массы сырой нефти в рабочих диапазонах массового расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- вычисление массы нетто сырой нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры сырой нефти, перепада давления на фильтрах;
- измерение объемной доли воды в сырой нефти и перерасчет в массовые доли воды;
- измерение плотности сырой нефти;
- контроль метрологических характеристик рабочего РМ по контрольно-резервному РМ;
- поверка и контроль метрологических характеристик РМ по ППУ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- автоматический и ручной отбор проб;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и вычислений, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа. Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКНС при
эксплуатации достигается путем применения барьеров искрозащиты серии Z (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (далее - регистрационный номер) 22152-07).
Средства измерений и оборудование, а также другие технические средства, входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
| Наименование средства измерений и оборудования | Количество | Регистрационный номер |
| 1 | 2 | 3 |
| Блок фильтров |
| Преобразователь давления измерительный Deltabar M PMD 55 | 2 | 41560-09 |
| Манометр избыточного давления показывающий для точных измерений МТИф | 4 | 34911-11 |
| Блок измерительных линий |
| Расходомер массовый Promass 80F | 3 | 15201-11 |
| Преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 | 3 | 41560-09 |
| Преобразователь измерительный серии iTEMP TMT182 | 3 | 50138-12 |
| Термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, TST модели TR88 | 3 | 49519-12 |
| Манометр избыточного давления показывающий для точных измерений МТИф | 3 | 34911-11 |
| Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 | 3 | 303-91 |
| Выходной коллектор |
| Преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 | 1 | 41560-09 |
| Преобразователь измерительный серии iTEMP TMT182 | 1 | 50138-12 |
| Термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, TST модели TR88 | 1 | 49519-12 |
| Манометр избыточного давления показывающий для точных измерений МТИф | 1 | 34911-11 |
| Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 | 1 | 303-91 |
| Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 3 | 1 | 303-91 |
| Блок контроля качества нефти |
| Влагомер нефти поточный УДВН-1пм3-Т | 1 | 14557-10 |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 | 1 | 52638-13 |
| 1 | 2 | 3 |
| Преобразователь давления измерительный Deltabar M PMD 55 | 1 | 41560-09 |
| Преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 | 1 | 41560-09 |
| Преобразователь измерительный серии iTEMP TMT182 | 1 | 50138-12 |
| Термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, TST модели TR88 | 1 | 49519-12 |
| Расходомер ультразвуковой UFM 3030 К | 1 | 45410-10 |
| Манометр избыточного давления показывающий для точных измерений МТИф | 1 | 34911-11 |
| Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 | 1 | 303-91 |
| Прибор УОСГ-100СКП | 1 | 16776-11 |
| Узел подключения П | ПУ |
| Преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 | 2 | 41560-09 |
| Преобразователь измерительный серии iTEMP TMT182 | 2 | 50138-12 |
| Термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, TST модели TR88 | 2 | 49519-12 |
| Манометр избыточного давления показывающий для точных измерений МТИф | 2 | 34911-11 |
| Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 | 2 | 303-91 |
| СОИ |
| Контроллер измерительный FloBoss S600+ | 2 | 57563-14 |
| Автоматизированное рабочее место оператора СИКНС | 2 | - |
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется автоматическим контролем целостности метрологически значимой части ПО, путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Уровень защиты ПО и измерительной информации «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКНС представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| FloBoss S600+ | АРМ оператора |
| Идентиф икационное наименование ПО | LinuxBinary.app | NGI_FLOW.dll | KMH.dll | KMH_PP.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.21 | 0.0.1.1 | 1.0 | 1.0.0.0 |
| Продолжение таблицы 2 |
| Идентификационные | Значение |
| данные (признаки) | FloBoss S600+ | АРМ оператора |
| Цифровой идентификатор ПО | 0x6051 | 92B3B72D | C2953F9D | 6CF91300 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-16 | CRC-32 | CRC-32 | CRC-32 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКНС
| Наименование характеристики | Значение |
| * Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч | от 80 до 964 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой основной приведенной погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока от 4 до 20 мА, % | ±0,14 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении частотного сигнала измерительного канала плотности, % | ±0,001 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении импульсного сигнала, импульс | ±1 на 10000 импульсов |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти влагомером нефти поточным УДВН-1пм3-Т, %: - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 2,0 % включ. - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти св. 2,0 до 5,0 % включ. - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти св. 5,0 до 10,0 % включ. - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти св. 10,0 до 15,9 % включ. | ±0,34 ±0,37 ±0,44 ±0,63 |
| Пределы относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории, %: - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 2,0 % включ. - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти св. 2,0 до 5,0 % включ. - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти св. 5,0 до 10,0 % включ. - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти св. 10,0 до 15,9 % включ. | ±0,34 ±0,61 ±1,20 ±1,30 |
| Массовый расход сырой нефти по отдельной измерительной линии должен соответствовать диапазону измерений массового расхода, на который поверен РМ. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | сырая нефть |
| Температура сырой нефти, °С | от +20 до +70 |
| Избыточное давление сырой нефти, МПа | от 0,4 до 4,0 |
| Количество измерительных линий | 3 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Режим работы | непрерывный |
| Физико-химические свойства сырой нефти: | |
| - плотность сырой нефти в рабочем диапазоне температур, кг/м3 | от 740 до 880 |
| - массовая доля воды, %, не более | 20 |
| - массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| - содержание растворенного газа | не допускается |
| - содержание свободного газа | не допускается |
| Параметры электрического питания: | |
| - напряжение переменного тока силового оборудования, В | 380+56 |
| - напряжение переменного тока технических средств СОИ, В | 220+23 |
| - частота переменного тока, Гц | 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВ • А, не более | 40 |
| Габаритные размеры, мм, не более: | |
| а) блок-бокс: | |
| - длина | 12000 |
| - ширина | 12000 |
| - высота | 4750 |
| б) шкаф СОИ: | |
| - глубина | 600 |
| - ширина | 1000 |
| - высота | 2000 |
| Масса, кг, не более: | |
| - блок-бокс | 20000 |
| - шкаф СОИ | 350 |
| Условия эксплуатации: | |
| - температура окружающей среды, °С | от +15 до +36 |
| - относительная влажность, %, не более | 95 |
| - атмосферное давление, кПа | от 84,0 до 106,7 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта по центру типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС «Требса» ООО «Башнефть-Полюс», заводской № 353 | - | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС «Требса» ООО «Башнефть-Полюс». Руководство по эксплуатации | 353.00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС «Требса» ООО «Башнефть-Полюс». Паспорт | 353.00.00.00.000 ПС | 1 экз. |
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Г осударственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС «Требса» ООО «Башнефть-Полюс». Методика поверки | МП 0901/2-311229-2017 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0901/2-311229-2017 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС «Требса» ООО «Башнефть-Полюс». Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 9 января 2017 г.
Основные средства поверки:
- средства измерений в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКНС;
- калибратор многофункциональный MC5-R-IS (регистрационный номер 22237-08), диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 % показания; диапазон воспроизведения последовательности импульсов от 0 до 9999999 импульсов;
- частотомер-хронометр Ф5041 (регистрационный номер 4196-74), диапазон измерений частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,1 Гц до 10 МГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения ±(5с,+1/(1:Чизм)) (где 5o -наибольшее допустимое значение дополнительной погрешности источника опорной частоты; f - измеряемая частотомером частота, Гц; ^зм - время измерения, с).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ЦПС месторождения имени Р.ТРЕБСА», регистрационный номер ФР.1.29.2016.24196 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС «Требса» ООО «Башнефть-Полюс»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
![Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС "Требса" ООО "Башнефть-Полюс"](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС "Требса" ООО "Башнефть-Полюс""){kind=logo}
68435-17: Методика поверки МП 0901/2-311229-2017Скачать577.4 Кб