Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО «РНГ» (далее -СИКН) предназначена для измерения массы брутто и определения массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - МНР). Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БФ состоит из входного и выходного коллекторов и двух линий.
На входном коллекторе БФ установлены следующие средства измерений (далее - СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);
- манометр для местной индикации давления.
На каждой линии БФ установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);
- фильтр Ду 150;
- манометры для местной индикации давления.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
На входном коллекторе БИЛ установлены следующие технические средства:
- пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion (регистрационный № 45115-16);
- датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);
- манометр и термометры для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- два преобразователя плотности и расхода CDM (регистрационный № 63515-16);
- два преобразователя плотности и вязкости FDM, FVM, HFVM (регистрационный № 62129-15);
- два влагомера поточных моделей L и F (регистрационный № 56767-14);
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14);
- четыре датчика температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16);
- три преобразователя давления измерительных 3051 (регистрационный № 14061-15);
- два автоматических пробоотборника Cliff Mock для автоматического отбора проб;
- ручной пробоотборник для ручного отбора проб;
- место для подключения плотномера, пикнометрической установки и УОСГ-100;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) МНР и поверки установки трубопоршневой ТПУ «Сапфир-М НГИ» по передвижной НУ.
На узле подключения передвижной НУ установлены два датчика температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (регистрационный № 52866-13), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора, оснащенные монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.
Поверку и КМХ МНР проводят с помощью блока НУ, расположенного на одной площадке с СИКН и включающего в себя следующие СИ и технические средства:
- установка трубопоршневая ТНУ «Сапфир-М НГИ» (регистрационный № 67690-17);
- два преобразователя давления измерительных 3051 (регистрационный № 14061-15);
- два датчика температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16);
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение объемного влагосодержания (%), плотности (кг/м), вязкости (сСт), температуры (°С) и давления (МНа);
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- вычисление плотности нефти (кг/м), приведенной к стандартным условиям, к условиям измерения в блоке НУ, к условиям измерения в выходном коллекторе;
- вычисление кинематической вязкости (м /с), приведенной к условиям измерений, к плюс 20 °С;
- поверку и КМХ МНР по стационарной и передвижной НУ;
- КМХ МНР, установленого на рабочей ИЛ, по МНР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;
- поверку стационарной НУ по передвижной НУ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- ручной отбор точечной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК.
К ПО верхнего уровня относится генератор отчетов АБАК REPORTER автоматизированного рабочего места (далее - АРМ оператора), выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов.
ПО СИКН защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКН «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | mDLL.dll | Abak.bex |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.4.14 | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 7c42a17d6418a5348 65ea6eae1d36a3c | 4069091340 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | CRC-32 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 29,76 до 297,6 |
| Относительная погрешность измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Относительная погрешность измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Диапазон плотности измеряемой среды при +20 °С, кг/м | от 860 до 895 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +15 до +50 |
| Диапазон давления измеряемой среды, МПа | от 0,7 до 10,0 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Содержание свободного газа | отсутствует |
| Параметры электропитания - напряжение питания сети, В - частота питающей сети, Гц | 400±40/230±23 50±0,4 |
| Г абаритные размеры СИКН (ДхШхВ), мм | 14 210х11 120х4 760 |
| Масса, кг | 42 000 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -60 до +35 от 20 до 90 от 96 до 104 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Средний срок службы, лет | 25 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО «РНГ», зав. № 466 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО «РНГ». Методика поверки | НА.ГНМЦ.0216-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0216-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО «РНГ». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 24.07.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон единицы объемного расхода жидкости 2-го разряда 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 от 30 м3/ч до 300 м3/ч, регистрационный номер 3.6.БКЮ.0010.2018;
- рабочий эталон единицы плотности жидкости 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002 в
33
диапазоне значений от 600 кг/м до 1000 кг/м , регистрационный номер 3.6.БКЮ.0011.2018;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав
СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
представлены в документе «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти для АО «РНГ», аттестованном ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» (свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-052/01-2018 от 09.07.2018г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО «РНГ»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения 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»
Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15.03.2016 г. № 179 «Перечень 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»
72681-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0216-18 МПСкачать3.8 Мб