Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 625 (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительновычислительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В составе СИКН применены средства измерений утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
| Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модели CMF 400) в комплекте с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ) | 13425-06 |
| Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-04 14061-10 |
| Счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 | 22214-01 |
| Контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000 (далее - ИВК) | 15066-09 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835) (далее - ПП) | 15644-06 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829) | 15642-06 |
| Влагомеры нефти поточные модели LC (далее - ВП) | 16308-02 |
| Манометры для точных измерений типа МТИ | 1844-63 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массового расхода нефти при рабочих температуре и давлении по каждой измерительной линии (ИЛ) и в целом по узлу измерительных линий (УИЛ);
- автоматические измерения массы брутто нефти и автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории, и массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП, за установленные интервалы времени по каждой ИЛ и СИКН в целом;
- автоматический и ручной отбор проб нефти по ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Метод отбора пробы»;
- автоматические измерения объемного расхода нефти на узле измерений показателей качества нефти (далее - УИК);
- автоматические измерения температуры в УИЛ, УИК и в установке поверочной трубопоршневой двунаправленной (далее - ТПУ);
- автоматические измерения избыточного давления в УИЛ, УИК, ТПУ, на узле регулирования давления;
- автоматические измерения плотности и вязкости нефти в УИК;
- автоматические измерения разности давления на фильтрах в узле фильтров и УИК;
- автоматическая коррекция показаний СРМ по давлению;
- измерения давления и температуры с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочих и резервного СРМ с применением ТПУ в автоматизированном режиме;
- поверку рабочих и резервного СРМ с применением ТПУ в автоматизированном режиме;
- поверку ТПУ по передвижной поверочной установке 1-го разряда;
- автоматизированное и ручное управление запорной и регулирующей арматурой;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- дистанционное и местное регулирование расхода нефти через ИЛ и через ТПУ при проведении поверки и КМХ;
- регулирование расхода нефти через УИК с помощью насосов, оснащенных блоками частотного регулирования, для обеспечения определенного соотношения расходов потока в трубопроводе в месте отбора и трубопроводе УИК;
- защиту алгоритма и программы ИВК и автоматизированного рабочего места оператора СИКН от несанкционированного доступа системой паролей;
- дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
| ПО АРМ оператора (основное) | ПО АРМ оператора (резервное) | ПО ИВК OMNI 6000 |
| Идентификационное наименование ПО | Rate АРМ оператора УУН | Rate АРМ оператора УУН | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3.1.1 | 2.3.1.1 | 24.75.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6D270DB | B6D270DB | - |
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы 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 системы имеет «высокий» уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные метрологические и технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (две рабочих, одна резервная) |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Расход измеряемой среды через СИКН: - минимальный, т/ч (м3/ч) - максимальный, т/ч (м3/ч) | 50 (57) 500 (591) |
| Давление измеряемой среды, МПа: - рабочее | от 0,5 до 2,5 |
| Суммарные потери давления на СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - в рабочем режиме - в режиме поверки и КМХ | 0,2 0,4 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Режим работы СИКН | Постоянный, автоматизированный |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Физико-химические показатели измеряемой среды |
| Вязкость кинематическая измеряемой среды при 10 °С, сСт, не более | 54,18 |
| Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 | от 845,9 до 870,8 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +10 до +45 |
| 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 |
Основные технические характеристики СИКН приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380/220±22 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 47 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, оС - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -40 до +35 80 от 96 до 104 |
| Средний срок службы, лет | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 625 | заводской № 01 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 625. Методика поверки | МП 0467-14-2016 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0467-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 625. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 29.08.2016 г.
Основные средства поверки:
ТПУ, применяемая в качестве рабочего эталона 2 разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», с верхним диапазоном измерений 650 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1 %, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 20054-06;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки на СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе 0332.01.00.000 ИС МИ «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 625 ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/97014-16 от 26.08.2016г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
