Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 619 ППСН «Калтасы» (далее по тексту - СИКН) предназначена для ведения учетно-расчетных операций в пункте приема-сдачи нефти «Калтасы».
Описание
Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений по результатам измерений:
- объёма нефти с помощью преобразователей расхода (ПР), давления и температуры;
- плотности нефти с помощью поточных преобразователей плотности, давления и температуры или в лаборатории.
Конструктивно СИКН состоит из входного и выходного коллекторов, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту -БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
На входном коллекторе СИКН установлены следующие средства измерений (СИ) и технические средства:
- манометр для местной индикации давления.
БИЛ состоит из трех рабочих измерительных линий (ИЛ) и одной резервной ИЛ. На каждой ИЛ установлены следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM (регистрационный № 16128-01 или 16128-06);
- преобразователь измерительный 644 к датчику температуры (регистрационный № 14683-00) или преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04) или преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный № 22257-01 или 22257-05) или термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99 или 14061-04 или 14061-15);
- датчик давления «Метран-100» (регистрационный № 22235-01);
- фильтр;
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе СИКН установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь измерительный 644 к датчику температуры (регистрационный № 14683-00) или преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04) или преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный № 22257-01 или 22257-05) или термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99 или 14061-04 или 14061-15);
- пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012;
- 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 жидкости измерительных модели 7835 (регистрационный № 15644-01 и/или 15644-06);
- два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7829 (регистрационный № 15642-06);
- два влагомера нефти поточных модели LC (регистрационный № 16308-02) или два влагомера поточных модели L (регистрационный № 25603-03 или 56767-14);
- счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш для индикации расхода жидкости через БИК;
- преобразователь измерительный 644 к датчику температуры (регистрационный № 14683-00) или преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04) или преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный № 22257-01 или 22257-05) или термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99 или 14061-04 или 14061-15);
- два пробоотборника автоматических Clif Mock для автоматического отбора проб;
- пробоотборник ручной для ручного отбора проб;
- место для подключения плотномера, пикнометрической установки и УОСГ-100;
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ПР.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss S600 (регистрационный № 38623-08), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора, оснащенные монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.
Поверку и КМХ ПР проводят с помощью рабочего эталона 1-го или 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.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение объемного влагосодержания (%), плотности (кг/м3), вязкости (сСт), температуры (°С) и давления (МПа);
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ ПР по стационарной или передвижной ПУ;
- поверку стационарной ПУ по передвижной ПУ;
- 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 (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллера измерительного FloBoss S600 (далее по тексту - контроллер), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
К ПО верхнего уровня относится ПО автоматизированного рабочего места оператора (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.
Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| контроллеры | АРМ оператора |
| Идентификационное наименование ПО | - | ПК «CROPOS» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 05.33 | - |
| Цифровой идентификатор ПО | - | - |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 263 до 1114 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %, не более | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %, не более | ±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть товарная |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | от 877 до 895 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +15 до +35 |
| Диапазон давления измеряемой среды, МПа | от 0,3 до 0,9 |
| Параметры электропитания - напряжение питания сети, В - частота питающей сети, Гц | 380 +1™ /220 50±1 |
| Габаритные размеры СИКН (Длина х Ширина х Высота), мм | 18 000х5 600х3 700 |
| Масса, кг | 20 967 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -50 до +50 от 60 до 95 от 84 до 106,7 |
| 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.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 619 ППСН «Калтасы», зав. № 100 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0328-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0328-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 619 ППСН «Калтасы». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 03.12.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 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;
- 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 «МН 892-2018 ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 619 ППСН «Калтасы», аттестованном ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» (свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-094/01-
2018 от 14.11.2018г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 619 ППСН «Калтасы»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 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 07.02.2018 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
76782-19: Методика поверки НА.ГНМЦ.0328-18 МПСкачать2.5 Мб