Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №733 ПСП «Козьмино предназначена для автоматизированного определения массы нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на косвенном методе динамических измерений массы нефти.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с применением измерительных компонентов: преобразователя объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователя объемного расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного контроллера FloBoss S600+, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Часть измерительных компонентов СИКН формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК) метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), узла регулирования давления, системы сбора, обработки информации и управления (далее - СОИ) и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
БИЛ состоит из 9 рабочих измерительных линий (ИЛ), 3 резервных ИЛ и одной контрольной ИЛ.
БИК выполняет функции 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 состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты, утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 1 | 2 |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные серии НТМ (далее - ПР), (входит в состав линий №№ 1 -9) | 38725-08 |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM Dy от 2” до 16” (далее - ПР), (входит в состав линий №№ 10-12) | 16128-10 |
| Счетчик (преобразователь) объема жидкости эталонный лопастной Smith Meter модели M16-S3 (далее - ЭПР), (входит в состав линии № 13) | 53302-13 |
| Датчики температуры 644, 3144P | 39539-08 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-10 |
| Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ, МВПТИ | 26803-06 |
| Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ и ВТИ | 1844-63 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ -4 | 303-91 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835, 7845, 7846, 7847) модель 7835 | 15644-06 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модель (мод. 7825, 7826, 7827, 7828, 7829) модель 7829 | 15642-06 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-05 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным входным сигналом ТСПУ, модели 65 -644 | 27129-04 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (заводские №№ 18361953, 18361954, 18361959, 18361960) | - |
| Контроллер программируемый Siemens S7-400 | 15773-06 |
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти по каждой ИЛ и по СИКН в целом по результатам измерений объема нефти по каждой ИЛ и плотности нефти и приведение измеренных значений к стандартным условиям;
- автоматическое измерение объема, давления, температуры и плотности нефти;
- автоматическое вычисление массы нефти по каждой ИЛ и по СИКН в целом с сипользованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- формирование и печать отчетных документов;
- дистанционное и местное управление запорной и регулирующей арматурой, циркуляционными насосами и другим оборудованием;
- автоматический контроль, индикацию, сигнализацию предельных значений технологических параметров;
- КMX рабочего ПР с помощью ЭПР, применяемого в качестве контрольного;
- КМХ и поверка ПР рабочего и ЭПР с применением ПУ.
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600+ и в ПО ПК «Cropos».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077 -2014.
Идентификационные данные ПО контроллеров и АРМ оператора приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Контроллеры FloBoss S600+ | ПК «Cropos» |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app | ПК «Cropos» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.25/25 | 1.48 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1990 | CC39FD86 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC16 | CRC32 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч | от 385 до14000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик__
| | <и К К а в - оК к S (U ^ м и а я | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| Номер ИК | Первичный измеритель ный преобразова тель | Вторичная часть | измерений |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1-82 | ИК силы тока | 82 (СОИ) | | Аналоговые входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | От 4 до 20 мА | ±0,04 % (относительная) |
| 83-90 | ИК частоты | 8 (СОИ) | | Частотные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 1 до 10000 Гц | ±0,001 (относи тельная) |
| 91 116 | ИК коли чества импуль сов | 26 (СОИ) | | Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | (диапазон частот от 1 до 10000 Гц) | ±1 (абсо лютная |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Температура окружающего воздуха, °С | от -50 до +40 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 400±40/230±23 50±1 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
| Режим работы СИКН | Периодический, автоматизированный |
| Измеряемая среда со следующими параметрами: Характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3 - давление, МПа - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - вязкость кинематическая, мм2/с | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» от 830 до 890 от 0,3 до 1,6 от -8* до +50 1,0 от 4,5 до 60,0 |
| П р и м е ч а н и е * - влагомер применяется только при значении температуры нефти в БИК не менее +5 °С. Перед БИК установлен подогреватель нефти для поддержания рабочей температуры нефти в БИК от +5 °С до +50 °С. |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 733 ПСП «Козьмино», зав. № 01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0413-19 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0413-19 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №733 ПСП «Козьмино». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 16.12.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 -го или 2-го разряда в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;
- рабочий эталон 2 разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений силы постоянного электрического тока, утвержденной приказом Росстандарта от 1.10.2018 г. № 2091 в диапазоне от 110-16 до 100 А, с относительной погрешностью 1,6 10"2^2 10"3, с допускаемой относительной погрешностью от 110-4 до
2 10-2;
- рабочий эталон 4 разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерения времени и частоты, утвержденной приказом Росстандарта от 31.07.2018г. № 1621;
- 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
МН 1024-2020 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №733 ПСП «Козьмино», утверждена ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань, зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.28.2020.37214.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №733 ПСП «Козьмино»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
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
79833-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0413-19 МПСкачать7.6 Мб