Система измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП "Красноленинский". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП "Красноленинский"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 5
Найдено поверителей 1

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский» (далее - СИКН) предназначена для измерения объемного расхода (массы) нефти.

Описание

Принцип действия СИКН основан на косвенном методе динамических измерений с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных. Выходные сигналы преобразователей расхода, давления, температуры, плотности, объемной доли воды по линиям связи поступают в систему обработки информации, которая принимает и обрабатывает информацию с последующим вычислением массы нефти.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы. Конструктивно СИКН состоит из функционально объединенных блоков:

а)    Блока измерительных линий (БИЛ), который предназначен для непрерывного измерения объемного расхода нефти. На каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений:

-    преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM, номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 16128-01;

-    термопреобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ мод. 65-644, регистрационный номер 27129-04;

-    преобразователь давления измерительный 3051, регистрационный номер 14061-99;

-    манометры МТИф, регистрационный номер 60168-15;

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, регистрационный номер

303-91.

б)    Блока измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенного для непрерывного автоматического измерения показателей качества нефти. В состав БИК входят:

-    влагомеры нефти поточные LC (рабочий и резервный), регистрационный номер 16308-97;

-    преобразователи плотности жидкости измерительные 7835B (рабочий и резервный), регистрационный номер 15644-06;

-    расходомер-счётчик жидкости XMT868, регистрационный номер 14772-06;

-    термопреобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ мод. 65-644, регистрационный номер 27129-04;

-    преобразователь давления измерительный 3051, регистрационный номер 14061-99;

-    манометры МТИф, регистрационный номер 60168-15;

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.

в)    Системы обработки информации (СОИ), предназначенной для сбора и обработки сигналов, поступающих от измерительных преобразователей, вычислений показателей и параметров нефти по реализованному в ней алгоритму, а также индикации и регистрации результатов измерений и вычислений. В состав СОИ входят:

-    контроллеры измерительные FloBoss S600+ (основной и резервный), регистрационный номер 57563-14;

-    АРМ оператора (основное и резервное).

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

-    измерение в автоматическом режиме:

1)    объемного расхода нефти по каждой измерительной линии и в целом по СИКН;

2)    объемной доли воды в нефти;

3)    давления в БИЛ, БИК и ТПУ;

4)    температуры в БИЛ, БИК и ТПУ;

5)    плотности нефти;

-    расчет в автоматическом режиме:

1)    объема нефти при рабочих условиях и приведение к стандартным условиям, в т.ч. по каждой измерительной линии;

2)    текущего значения плотности нефти с учетом температуры и давления в БИК;

3)    текущего значения плотности нефти к условиям измерения объема нефти и к стандартным условиям;

4)    массы нефти с вычетом массы воды, содержащейся в нефти и измеренной поточным влагомером;

5)    вычисление средневзвешенного значения плотности нефти при условиях измерения объема за отчетный период (2 часа, смена, сутки, месяц) и приведение к стандартным условиям;

6)    вычисление средневзвешенных значений температуры и давления для каждой измерительной линии и для СИКН в целом за отчетный период (2 часа, смена, сутки, месяц);

-    вычисление массы нетто при вводе с клавиатуры АРМ-оператора значений содержания воды, хлористых солей и механических примесей, определенных в испытательной лаборатории;

-    автоматическая корректировка коэффициента преобразования турбинного ПР от изменения расхода;

-    автоматическое (по заданию оперативного персонала с АРМ-оператора) выполнение поверки рабочих ПР без нарушения процесса измерения количества и показателей качества нефти;

-    автоматический контроль, индикация, сигнализация и регистрация предельных значений параметров нефти;

-    формирование текущих отчетов, актов приема-сдачи, паспортов качества нефти;

-    управление пробоотбором;

-    контроль метрологических характеристик рабочих ПР по ТПУ;

-    индикация и автоматическое обновление на экране монитора текущих значений технологических параметров СИКН и качественных параметров нефти;

-    формирование журнала аварийных событий;

-    формирование протоколов поверки рабочих ПР , протоколов КМХ рабочих ПР;

-    формирование аварийных сигналов при наличии (появлении) свободного газа в нефти, предельных значений содержания воды в нефти, расхода по ИЛ и БИК.

Вид измерительной системы в соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002: ИС-2.

Общий вид СИКН представлен на рисунке 1.

Программное обеспечение

СИКН имеет программное обеспечение (ПО), представленное встроенным прикладным ПО контроллера измерительного FloBoss S600+ и ПО АРМ оператора. Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

ИВК FloBoss S600+

АРМ оператора

Идентификационное наименование ПО

ИВК FloBoss S600+

АРМ оператора СИКН

Номер версии (идентификационный номер ПО)

444-fb.v1.0

444.v1.0

Цифровой идентификатор ПО

396f

b32f5 ad244014b1ad1 7c2b57700fbadd

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

1

2

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Давление нефти, МПа

от 0,23 до 0,80

Температура перекачиваемой нефти, °С

от +5 до +50

Плотность в рабочем диапазоне температуры нефти, кг/м3

от 770 до 890

Кинематическая вязкость в рабочем диапазоне температур, сСт

от 4 до 20

1

2

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Содержание свободного газа

не допускается

Количество измерительных линий

4 (3 рабочих,

1 резервно-замещающая)

Объемный расход нефти, м3/ч

от 200 до 1650

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Режим работы СИКН

непрерывный

Температура окружающего воздуха:

-    для первичных измерительных преобразователей, °С

-    для ИВК и АРМ оператора, °С

от +5 до +40 от +5 до +35

Параметры электрического питания:

-    напряжение питания переменного тока, В

-    частота переменного тока, Гц

220+22/380+57

(50±1)

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом. Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский»

1 экз.

Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский»

1 экз.

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский». Методика поверки

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 66726-17 «ГСИ Система измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тюменский ЦСМ» 03.11.2016 г.

Основным средством поверки является трубопоршневая поверочная установка не ниже 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский».

Сведения о методах измерений

«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский». Методика аттестована

03.11.2016 г. ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1087/01.00248-2014/2016.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский»

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости.

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.

Развернуть полное описание