Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 593 ООО «Томская нефть» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на измерении массы брутто нефти прямым методом динамических измерений.
Масса нетто нефти вычисляется как разность массы брутто нефти и массы балласта, определяемой по результатам лабораторных исследований пробы нефти, как общая массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Измерительные каналы СИКН состоят из следующих компонентов (по ГОСТ Р 8.596-2002):
1) измерительные компоненты - средства измерений, которые выполняют измерение расхода, давления, температуры, плотности и объемной доли воды в нефти и их преобразование в унифицированные электрические сигналы (нижний уровень СИКН);
2) комплексные компоненты - комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (ИВК), которые выполняют измерение выходных сигналов средств измерений, их преобразование в значения параметров и показателей качества нефти, вычисление массы брутто нефти и передачу результатов измерений и вычислений на верхний уровень (средний уровень СИКН);
3) вычислительные компоненты - автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора (верхний уровень СИКН);
4) связующие компоненты - технические устройства и средства связи, используемые для приема и передачи сигналов, несущих измерительную информацию от одного компонента СИКН к другому;
5) вспомогательные компоненты - источники питания, запорная аппаратура и другое.
В состав СИКН входит блок измерительных линий (БИЛ), блок измерений показателей качества нефти (БИК), блок поверочной установки (БПУ) и система обработки информации (СОИ).
Блок измерительных линий представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую три измерительные линии (ИЛ) (две рабочие и одна контрольнорезервная), оснащенные средствами измерений массового расхода, давления и температуры нефти, фильтрами, запорной и регулирующей арматурой.
Блок измерений показателей качества нефти представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую линию контроля качества, оснащенную средствами измерений плотности, объемной доли воды, температуры и давления нефти, циркуляционными насосами, автоматическими пробоотборниками, запорной и регулирующей арматурой.
В блок поверочной установки включены средства измерений температуры, давления и установка поверочная стационарная ВСР-М (ПУ), состоящая из компакт-прувера и средства измерения плотности.
Система обработки информации включает в себя ИВК и АРМ оператора на базе персонального компьютера с установленным программным обеспечением (ПО).
В состав СИКН входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный №) 13425-01;
- датчики давления Метран-150, регистрационный № 32854-13;
- преобразователь давления измерительный 3051, регистрационный № 14061-99;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный № 22257-01;
- преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры, регистрационный № 14683-00;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный № 15644-01;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-01 и № 14557-10;
- установка поверочная стационарная ВСР-М, регистрационный № 33203-06;
- комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+», регистрационный № 52866-13.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
1) измерение и отображение текущих значений технологических и учетных параметров;
2) вычисление массы нетто нефти при вводе в ИВК показателей качества нефти, по результатам лабораторных исследований пробы нефти;
3) выполнение поверки преобразователей массового расхода (ПМР) по ПУ;
4) выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) ПМР по ПУ и по контрольному ПМР;
5) выполнение КМХ поточного влагомера и поточного преобразователя плотности по результатам испытаний в лаборатории;
6) формирование, хранение и вывод на печать текущих и архивных данных: журналов, трендов, паспорта качества нефти, акта приема-сдачи нефти;
7) запись и хранение архивов;
8) регистрация событий в журнале;
9) обеспечение защиты данных от несанкционированного доступа.
Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Программное обеспечение СИКН включает в себя встроенное ПО средств измерений в составе СИКН и ПО «Г енератор отчетов ИВК Абак+», установленное на АРМ оператора.
ПО ИВК имеет модульную структуру и включает в себя подсистемы метрологически значимой и незначимой части ПО. Метрологически значимой частью ПО СИКН является подсистема метрологически значимой части ПО ИВК, идентификационные данные которой приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АЬак.Ьех |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 4069091340 |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | CRC32 |
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч | от 15 до 125 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массового расхода нефти, % | ±0,251j ±0,202) |
| Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3 | от 700 до 1000 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительного канала плотности нефти, кг/м3 | ±0,3 |
| Диапазон измерений избыточного давления нефти, МПа | от 0 до 10 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерительного канала давления нефти, % | ±0,5 |
| Диапазон измерений температуры нефти, °С | от 0 до 100 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительного канала температуры нефти, оС | ±0,2 |
| Диапазон измерений объемной доли воды, % | от 0,01 до 2,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала объемной доли воды, % | ±0,1 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| 1) Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массового расхода нефти с рабочим ПМР в составе; ) Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массового расхода нефти с контрольным ПМР в составе |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Количество ИЛ, шт. | 3 (2 рабочие, 1 контрольнорезервная) |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Избыточное давление нефти, МПа | от 0,3 до 5,5 |
| Температура нефти, °С | от +2 до +40 |
| Плотность нефти при температуре плюс 20 °С, кг/м | от 700 до 890 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Параметры электрического питания СИКН: - напряжение переменного тока измерительных цепей, В - напряжение переменного тока силовых цепей, В - частота переменного тока, Гц | 220±22 380±38 50±1 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды для средств измерений в составе БИЛ, БИК и БПУ, °С - температура окружающей среды для средств измерений в составе СОИ, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от +15 до +40 от +15 до +25 от 30 до 90 от 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН печатным способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 593 ООО «Томская нефть», зав. № 03001 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 593 ООО «Томская нефть» | - | 1 экз. |
| ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 593 ООО «Томская нефть». Методика поверки | МП 375-19 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 375-19 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 593 ООО «Томская нефть». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 18.04.2019.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 № 256 (установка поверочная стационарная ВСР-М, регистрационный № 33203-06);
- рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.024-2002 (плотномер МД-02, регистрационный № 58207-14);
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 593 ООО «Томская нефть» (свидетельство об аттестации методики измерений № 1903/1-127-311459-2019).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 593 ООО «Томская нефть»
Приказ Минэнерго России от 08.04.2016 № 179 «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 от 07.08.2018 № 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 расхода жидкости»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
76665-19: Методика поверки МП 375-19Скачать1.6 Мб