Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №249, (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного определения количества и показателей качества нефти при ведении учетно-расчетных операций между ОАО «Оренбургнефть» и ОАО «Приволжские магистральные трубопроводы».
Описание
СИКН реализует косвенный метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных (далее - ТПР), преобразователей плотности, давления, температуры. Принцип действия СИКН заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей объемного расхода, давления, температуры, плотности при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) по аттестованному алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного производства отечественных и зарубежных производителей. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКН входят:
- входной (Ду 300/150) и выходной (Ду 150/300) коллекторы;
- блок фильтров ( далее - БФ);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ), состоящий из четырех рабочих измерительных линий (Ду 150 мм);
- пробозаборное устройство;
- трубопоршневая поверочная установка (далее - ТПУ);
- блок измерения качества (далее - БИК);
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ);
- узел подключения рабочего и резервного плотномеров;
- узелы подключения пикнометрической устоновки;
- узел подключения основного и резервного влагомера;
- узел подключения устройства определения свободного газа;
- дренажные емкости учтенной и неучтенной нефти;
- система обработки информации (далее - СОИ).
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне;
- автоматическое вычисление массы нефти, проходящей через БИЛ;
- автоматическое измерение плотности, влагосодержания, вязкости, давления и температуры нефти;
- автоматическое регулирование расхода в ИЛ;
- автоматическое регулирование расхода в БИК для обеспечения условия изокинетич-ности пробоотбора;
- контроль метрологических характеристик и поверка ТПР по ТПУ или ППУ;
- поверка ТПУ по ППУ;
- защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;
- ручной и автоматический отбор объединенной пробы;
- определение наличия свободного газа в нефти;
- сбор продуктов утечек и дренажа оборудования и трубопроводов в раздельные дренажные емкости учтенной нефти;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение (ПО) СИКН (комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО СИКН. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса).
Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разграничением прав пользователей, разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Таблица 1
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО СИКН | oil_tm.exe | 342.01.01 | 1FEEA203 | CRC32 |
Цифровые идентификаторы ПО СИКН приведены в свидетельстве о метрологической аттестации программного обеспечения (программы)..
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и ус-
тановленных параметров, путем разграничения прав доступа (четырёх уровневая система доступа и система паролей). Доступ к метрологически значимой части ПО СИКН для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКН 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. ПО СИКН имеет уровень защиты C, в соответствии с МИ 3286-2010.
Средства измерений, а также вспомогательные технические средства в составе СИКН указаны в таблице 2:
Таблица 2
| № п/п | Наименование СИ | Количество | Госреестр № |
| Приборы контрольно-измерительные показывающие |
| 1 | Манометр показывающий для точных измерений МПТИ | 9 | 26803-11 |
| 2 | Манометры показывающие МТК | 14 | 39155-08 |
| 2 | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 | 7 | 0303-91 |
| Блок фильтров |
| 1 | Датчики давления Метран-100-ДД | 4 | 22235-08 |
| Входной коллектор |
| 1 | Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| Блок измерительных линий |
| Измерительная линия №1 |
| 1 | Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM | 1 | 16128-10 |
| 2 | Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| 3 | Преобразователь измерительный 248 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 1 | 28034-05 22257-11 |
| 4 | Линия струевыпрямительная «FMC Technologies Smith Meter Inc» | 1 | - |
| № п/п | Наименование СИ | Количество | Госреестр № |
| Измерительная линия №2 |
| 1 | Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM | 1 | 16128-10 |
| 2 | Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| 3 | Преобразователь измерительный 248 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 1 | 28034-05 22257-11 |
| 4 | Линия струевыпрямительная «FMC Technologies Smith Meter Inc» | 1 | - |
| Измерительная линия №3 |
| 1 | Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM | 1 | 16128-10 |
| 2 | Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| 3 | Преобразователь измерительный 244ЕН в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 1 | 14684-06 22257-11 |
| 4 | Линия струевыпрямительная «FMC Technologies Smith Meter Inc» | 1 | - |
| Измерительная линия №4 |
| 1 | Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM | 1 | 16128-10 |
| 2 | Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| 3 | Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 1 | 14683-09 22257-11 |
| 4 | Линия струевыпрямительная «FMC Technologies Smith Meter Inc» | 1 | - |
| Выходной коллектор |
| 1 | Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| 2 | Преобразователь измерительный 244ЕН в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 1 | 14684-06 22257-11 |
| 3 | Индикатор фазового состояния ИФС-1В-700М | 2 | - |
| Блок измерения качества |
| 1 | Влагомер поточный Phase Dynamics серии «LU» | 2 | 25603-03 |
| 2 | Счетчик нефти турбинный МИГ-32 | 1 | 26776-08 |
| 3 | Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| 4 | Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 1 | 14683-09 22257-11 |
| 5 | Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 | 2 | 15642-06 |
| 6 | Преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 | 2 | 15644-06 |
| 7 | Автоматический пробоотборник Clif Mock, модель С22 | 2 | - |
| 8 | Пробоотборник нефти ручной Стандарт-Р. | 1 | - |
| 9 | Термостатирующий цилиндр | 1 | - |
| 10 | Устройство для определения свободного газа УОСГ-100 | 1 | 16776-11 |
| 11 | Циркуляционные насосы | 2 | - |
| Трубопоршневая поверочная установка |
| 1 | Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB-650, рабочий эталон 2-го разряда | 1 | 44252-10 |
| Вход ТПУ |
| 1 | Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| 2 | Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 1 | 14683-09 22257-11 |
| Выход ТПУ |
| 1 | Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| № п/п | Наименование СИ | Количество | Госреестр № |
| 2 | Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 1 | 14683-09 22257-11 |
| СОИ |
| 1 | Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 | 1 | 19240-11 |
| 2 | Контроллер логический программируемый Allen-Bradley SLC500 | 1 | 15652-09 |
| 3 | АРМ оператора на базе ПО «RATE» | 1 | - |
Технические характеристики
Метрологические (в том числе показатели точности) и технические характеристики СИКН приведены в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование | СИКН |
| Рабочая среда | Нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Диапазон измерения объемного расхода нефти через БИЛ, м3/ч | от 300 до 1600 |
| Диапазон измерения объемного расхода нефти через БИК, м3/ч | от 3,66 до 27 |
| Диапазон измерения избыточного давления нефти, МПа | от 0,1 до 6 |
| Диапазон измерения перепада давления, МПа | 1,6 |
| Диапазон измерения температуры нефти, °С | от 0 до 50 |
| Режим работы СИКН | Непрерывный |
| Физико-химические свойства нефти: - плотность, кг/м3 при минимальной температуре при максимальной в температуре - вязкость кинематическая, сСт максимальная минимальная - массовая доля воды, % не более - массовая доля серы, %, не более - массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая доля парафина, %, не более - концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - объемная доля свободного газа - массовая доля этил- и метилмеркаптанов, млн-1 (ppm), не более - давление насыщенных паров, кПа., не более | 860 820 10,338 4,835 0,5 2,3 100 0,05 5,9 100 Не допускается 13,3 66,7 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН массы (массового расхода) нетто нефти сырой | ± 0,35 |
| Условия эксплуатации СИКН: -температура окружающей среды, °С в месте установки СИ БИК в месте установки СОИ в месте установки СИ БФ и БИЛ -относительная влажность, % -атмосферное давление, кПа | от 10 до 35 от 20 до 25 от минус 40 до 34 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В: силовое оборудование | 380(+10%, -15%) |
| Наименование | СИКН |
| технические средства СОИ | 220(+10%, -15%) |
| - частота, Гц | 50 |
| Потребляемая мощность, Вт, не более | 18000 |
| Габаритные размеры, мм, не более: - блок измерительных линий | 7600x4000x3200 |
| - блок-бокс блока измерения качества | 9000x3000x3000 |
| - трубопоршневая установка | 8000x2800x2800 |
| - блок фильтров | 5050x7300x3000 |
| Масса, кг, не более: - блок измерительных линий | 17300 |
| - блок-бокс блока измерения качества | 13200 |
| - трубопоршневая установка | 14000 |
| - блок фильтров | 8200 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку «Система измерений количества и показателей качества нефти №249», которая крепится на блок-бокс БИК, методом шелкографии и на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН соответствует таблице 4.
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №249, зав.№01. В комплект поставки входят: Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-03, первичные и промежуточные измерительные преобразователи, кабельные линии связи, сетевое оборудование. | 1 шт. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №249. Паспорт | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №249. Инструкция по эксплуатации. | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №249. Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 49032-12 «Инструкция. ГСОЕИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №249. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 15.07.2011г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- калибратор многофункциональный MC5-R-IS, диапазон воспроизведения сигналов напряжения постоянного тока от минус 2,5 В до 10 В, предел допускаемой основной погрешности ±(0,02% показаний + 0,1 мВ); диапазон воспроизведения сигналов силы постоянного тока от 0 до 25 мА, предел основной допускаемой погрешности ±(0,02% показаний + 0,1 мВ); предел измерения количества импульсов 9999999.
Сведения о методах измерений
Инструкция «ГСИ. Расход и масса нефти. Методика измерений массы нефти системой измерений количества и показателей качества нефти №249 ОАО «Оренбургнефть», регистрационный номер ФР.1.29.2011.10595 в Федеральном реестре методик измерений.
Нормативные документы
ГОСТ Р 51330.10 - 99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»».
ГОСТ Р 51858 - 2002 «ГСИ. Нефть. Общие технические условия».
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».
ГОСТ 6651 - 2009 «ГСИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний».
ГОСТ 2517 - 85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».
ГОСТ 28498 - 90 «Термометры жидкостные стеклянные. Общие требования. Методы испытаний».
Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденные приказом Минпромэнерго от 31.03.05. № 69.
Рекомендации к применению
Осуществление государственных учетных операций.
