Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти 3 ПСП «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматизированного определения массы нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на косвенном методе динамических измерений массы нефти.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с применением измерительных компонентов: преобразователя объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователя объемного расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного контроллера FloBoss S600+, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Часть измерительных компонентов СИКН формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК) метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), узла регулирования давления, системы сбора, обработки информации и управления (далее - СОИ) 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.
БИЛ состоит из трех рабочих измерительных линии (ИЛ) и двух резервных ИЛ.
БИК выполняет функции 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 состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты, утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 1 | 2 |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 16.. .500 мм (далее - ПР) | 15427-01 |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 16.500 мм | 15427-06 |
| Преобразователи измерительные 644, 3144P, 3244MV | 14683-04 |
| Преобразователи измерительные 644, 3144P | 14683-09 |
| Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144P | 56381-14 |
| Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 | 53211-13 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-99 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-15 |
| Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ | 26803-11 |
| Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ и ВТИ | 1844-63 |
| Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ и ВТИ | 1844-15 |
| Термометры электронные «ExT-01» | 44307-10 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| Расходомеры ультразвуковые UFM 3030, UFM 3030-300, UFM 500-030, UFM 500-300 | 48218-11 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные моделей 7835, 7845, 7846, 7847 | 15644-01 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные моделей 7827, 7828, 7829 | 15642-01 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7825, 7826, 7827, 7828, 7829) | 15642-06 |
| Влагомер нефти поточный УДВН-1пм | 14557-01 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-15 |
| Анализаторы серы модели ASOMA 682T-HP-EX, ASOMA682T-HP | 50181-12 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (заводские №№ 18361865, 18361866) | - |
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти по каждой ИЛ и по СИКН в целом по результатам измерений объема нефти по каждой ИЛ и плотности нефти и приведение измеренных значений к стандартным условиям;
- автоматическое измерение объема, давления, температуры, плотности, вязкости, содержания воды в нефти, содержания серы в нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти по каждой ИЛ и по СИКН в целом с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- формирование и печать отчетных документов;
- дистанционное и местное управление запорной и регулирующей арматурой, циркуляционными насосами и другим оборудованием;
- автоматический контроль, индикацию, сигнализацию предельных значений технологических параметров;
- поверку и контроль метрологических характеристик ПР по стационарной поверочной установке;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002 -2006.
Пломбировка контроллера осуществляется с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочной проволоке, пропущенной через специальные отверстия, предусмотренные на корпусе контроллера.
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600+ и в ПО ПК «Cropos».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО контроллеров и АРМ оператора приведены в таблице 2. Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Контроллеры FloBoss S600+ | ПК «Cropos» |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app | metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.25/25 | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1990 | A1C753F7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC16 | CRC32 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч | от 3501) до 4800 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| 1 - при вязкости нефти от 43 до 65 мм2/с минимальное значение расхода составляет 400 м 3/ч, при вязкости от 66 до 90 мм2/с - 500 м3/ч, при вязкости от 91 до 140 мм2/с - 667 м3/ч |
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик__
| Номер ИК | Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерений | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| Первичный измерительный преобразова-тель | Вторичная часть |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1-36 | ИК силы тока | 36 (СОИ) | | Аналоговые входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 4 до 20 мА | ±0,04 % (приведенная) |
| 37-45 | ИК частоты | 9 (СОИ) | | Частотные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 1 до 10000 Гц | ±0,1 Гц (абсолютная) |
| 46-57 | ИК количества импульсов | 12 (СОИ) | | Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 1 до 16 106 имп. (диапазон частот от 1 до 10000 Гц) | ±1 имп. (абсолютная, на каждые 10000 имп.) |
| | ИК вычисления расхода, объема и массы | 5 (СОИ) | | Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | | ±0,01 % (относительная) |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий, шт. | 5 (3 рабочих, 2 резервных) |
| Режим работы СИКН | Непрерывный |
| Режим управления: - запорной арматурой блока измерительных линий - регуляторами расхода | автоматизированный / ручной автоматический / ручной |
| Избыточное давление нефти, МПа | от 0,2 до 1,6 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38 трёхфазное 220±22 однофазное 50±1 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Физико-химические свойства измеряемой среды: - плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 - вязкость кинематическая, мм 2/с - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 | от 850 до 950 от 9 до 100 от +1 до +40 1,0 0,05 300 |
Продолжение таблицы 5
| Наименование характеристики | Значение |
| - давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа, (мм рт. ст.) - массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более - массовая доля серы, %, не более - массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более - содержание свободного газа | 66,7 (500) 100 5,0 100 не допускается |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 3 ПСП «Ярославль» ООО «Транснефть -Балтика», зав. № 01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0497-20 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0497-20 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 3 ПСП «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика». Методика поверки», утверждённой ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 18.08.2020 г. Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 -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;
- рабочий эталон 2 разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений силы постоянного электрического тока, утвержденной приказом Росстандарта от 1.10.2018г. № 2091 в диапазоне от 110-16 до 100 А, с относительной погрешностью 1,6 10'2^2 10-3;
- рабочий эталон 4 разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерения времени и частоты, утвержденной приказом Росстандарта от 31.07.2018г. № 1621;
- 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
приведены в документе: МН 855-2019 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 3 ПСП «Ярославль» ООО «Транснефть
- Балтика», ФР.1.29.2019.35493.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 3 ПСП «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика»
Приказ Минэнерго России № 179 от 15.03.2016 г. 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
Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. 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
80125-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0497-20 МПСкачать8.2 Мб