Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 731 (далее по тексту -СИКН) предназначена для автоматизированного измерения массы нефти при проведении учетных опреаций.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти 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 основного блока измерительных линий (БИЛ) (четыре рабочих измерительных линии (ИЛ)), резервного БИЛ (четыре рабочих ИЛ), двух блоков измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ) с контрольной ИЛ для поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ПР.
Особенностью конструкции СИКН является использование резервного БИЛ, контрольной ИЛ и блока трубопоршневой поверочной установки для работы с СИКН, расположенных на территории нефтебазы «Усть-Луга».
В состав СИКН входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)) и технические средства:
- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM Dy 16” (регистрационный № 16128-10);
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (регистрационный № 15644-06);
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 (регистрационный № 15642-06);
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-10);
- анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT (регистрационный № 47395-17);
- преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационный № 14061-10);
- преобразователи измерительные 644 (регистрационный № 14683-09);
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (регистрационный № 22257-05);
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);
- манометры избыточного давления показывающие для точных измерений МТИф (регистрационный № 34911-07 или № 34911-11) или манометры показывающие для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (регистрационный № 20054-06);
- преобразователь расхода для индикации расхода в БИК;
- пробоотборники нефти автоматические;
- пробоотборник нефти ручной с диспергатором по ГОСТ 2517-2012;
- контроллеры измерительные FloBoss S600 (далее по тексту - контроллеры) (регистрационный № 38623-08);
- автоматизированные рабочие места оператора с программным обеспечением (ПО) «OZNA-Flow» (далее по тексту - АРМ оператора).
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти (т) и объемного расхода нефти (м /ч) в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;
- автоматическое измерение объемного влагосодержания (%), плотности (кг/м), вязкости (сСт), массовой доли серы (%), температуры (°С) и давления (МПа) нефти;
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверка и КМХ ПР по стационарной или передвижной ТПУ;
- поверка стационарной ТПУ по передвижной ТПУ;
- регистрация 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.
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в контролерах и в АРМ оператора.
Идентификационные признаки ПО контроллеров отсутствуют. Защита ПО контроллеров от преднамеренных изменений осуществляется наличием ограничения доступа: установкой логинов и паролей.
Идентификация ПО АРМ оператора проводится по идентификационному наименованию, номеру версии и цифровому идентификатору. Идентификационные данные ПО АРМ оператора приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «OZNA-Flow» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v2.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 74CB64B8 |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | CRC32 |
Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 3 Диапазон измерений расхода, т/ч (м /ч) | от 664 до 10740 (от 800 до 12000) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность при температуре 20 °С и избыточном давлении равном нулю, кг/м3 - давление, МПа - минимальное - рабочее - максимальное - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - вязкость кинематическая при температуре 20 °С, мм /с - давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более - массовая доля серы, %, не более - содержание свободного газа | от 830,0 до 895,0 0,2 0,4 1,9 от 0 до +40 1,0 0,05 900 от 2 до 60 66,7 (500) 3,5 не допускается |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38, 220±22 50±1 |
| Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч | 10 20 000 |
| Режим работы | периодический |
| Количество ИЛ, шт. | основной БИЛ - 4 рабочих ИЛ, резервный БИЛ - 4 рабочих ИЛ |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 731, зав. № 02 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0399-19 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0399-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 731. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 11.12.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда (установка поверочная трубопоршневая двунаправленная) в соответствии с ГПС (часть 2), 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 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №731 в филиале ООО «Транснефть - Балтика» - Нефтебаза «Усть-Луга», ФР .1.29.2020.36268.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 731
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
78164-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0399-19 МПСкачать4.4 Мб