Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток» (далее по тексту - СИКН) 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: преобразователей объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей объемного расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительных контроллеров 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 трех рабочих измерительных линии (ИЛ) и одной контрольно -резервной 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 MVTM (Ду от 2 до 16 дюймов) (далее - ПР) | 16128-06 |
| Преобразователь расхода жидкости турбинные MVTM Dy от | 16128-10 |
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 2” до 16” | |
Продолжение таблицы 1
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 1 | 2 |
| Датчики температуры 644, 3144P | 39539-08 |
| Датчик температуры Rosemount 644, Rosemount 3144Р | 63889-16 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-04 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-10 |
| Датчик давления Метран-100 | 22235-01 |
| Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ | 26803-06 |
| Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ | 26803-11 |
| Манометры, мановакуумметры, напоромеры, тягонапоромеры показывающие МП (манометры), МВП (мановакуумметры), НП (напоромеры), ТНП (тягонапоромеры) | 28544-14 |
| Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры, тягонапоромеры, дифманометры показывающие, сигнализирующие МПю и МП (показывающие), ЭкМю и ЭкМ (сигнализирующие) | 47452-11 |
| Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, дифманометры показывающие и сигнализирующие МП, НП, ЭКН и ЭКМ, ВП, ТП, ЭКТ и ЭКВ, МВП, ТНП, ЭКТН и ЭКМВ, ДП и ЭКД | 59554-14 |
| Манометры показывающие ТМ, ТВ, ТМВ и ТМТБ | 25913-08 |
| Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры ФТ | 60168-15 |
| Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ и ВТИ | 1844-63 |
| Т ермометр электронный ExT -01/1 | 44307-10 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ -4 | 303-91 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835, 7845, 7846, 7847) модель 7835 | 15644-06 |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 | 52638-13 |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 | 15644-01 |
| Преобразователь плотности и расхода CDM 100 P | 63515-16 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модель (мод. 7825, 7826, 7827, 7828, 7829) модель 7829 | 15642-06 |
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Преобразователь плотности и вязкости FDM, FVM, HFVM | 62129-15 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-05 |
Окончание таблицы 1
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 1 | 2 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-10 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-15 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (заводские №№ 18361870, 17974122) | - |
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 использованием 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;
- КМХ ПР рабочих ИЛ с помощью ПР контрольно-резервной ИЛ;
- КМХ и поверка ПР рабочих ИЛ и ПР контрольно-резервной ИЛ с применением ПУ.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на
средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002 -2006.
Пломбировка преобразователей расхода осуществляется с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия шпилек, расположенных на диаметрально противоположных фланцах.
Пломбировка контроллера осуществляется с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочной проволоке, пропущенной через специальные отверстия, предусмотренные на корпусе контроллера.
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 «средний» 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 | metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.25/25 | 1.40.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1990 | 23B7F731 |
| 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 600 до 5000 |
| 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
| Номер ИК | <и К К а в - оК к S |Ц ^ м и а Я | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерений | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| Первичный измеритель ный преобразова тель | Вторичная часть |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1, 2, | ИК | 4 (ИЛ 1, | Преобразо- | Контроллеры | от 199 до | ±0,15 %1) |
| 3, 4 | объемного | ИЛ 2, | ватели | измерительные | 1990 м3/ч | (±0,10 %)2) |
| | расхода | ИЛ 3, | расхода | FloBoss S600+ | | (относи- |
| | нефти | ИЛ4) | жидкости | | | тельная) |
| | | | турбинные | | | |
| | | | MVTM | | | |
| 5-40 | ИК | 36 | - | Аналоговые | от 4 до | ±0,04 % |
| | силы тока | (СОИ) | | входы | 20 мА | (приведенна |
| о, е S о оН | <и К К а в - оК к S (U ^ ем и а я | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерений | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| Первичный измеритель ный преобразова тель | Вторичная часть |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| | | | | контроллеров измерительных FloBoss S600+ | | я) |
| 41-49 | ИК частоты | 9 (СОИ) | | Частотные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 1 до 10000 Гц | ±0,1 Гц (абсолютная) |
| 50-61 | ИК количества импульсов | 12 (СОИ) | | Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 1 до 16106 имп. (диапазон частот от 1 до 10000 Гц) | ±1 имп. (абсолютная, на каждые 10000 имп.) |
| 62-65 | ИК вычисления расхода, объема и массы | 4 (СОИ) | | Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | | ±0,01 % (относи-тельная) |
| 1) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода на рабочих 2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода на контроль ИЛ, применяемым в качестве контрольного. | ИЛ; но-резервной |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (3 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
| Режим работы СИКН | Непрерывный |
| | автоматич еский |
| | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Измеряемая среда | «Нефть. Общие технические |
| | условия» |
| Характеристики измеряемой среды: | |
| - плотность, кг/м3 | от 815 до 885 |
| - давление, МПа | от 0,2 до 4,0 |
| - температура, °С | от -5* до +40 |
| - массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| - массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 | 100,0 |
| - вязкость кинематическая, мм 2/с | от 5,0 до 35,0 |
| давление насыщенных паров при максимальной температуре | |
| измеряемой среды, кПа, (мм рт. ст.) | 66,7 (500) |
| массовая доля парафина, %, не более | 6,0 |
| - массовая доля серы, %, не более | 1,3 |
| массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), | |
| не более | 40,0 |
| Наименование характеристики | Значение |
| - содержание свободного газа | не допускается |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 400±40/230±23 50±1 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| * - влагомер применяется только при значении температуры нефти в БИК не менее +5 °С. Для обеспечения стабильных положительных температур +5 °С и выше) поток нефти подводящих трубопроводов БИК проходит через теплообменники пункта подогрева нефти. |
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 № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток», зав. № 777 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Формуляр на Систему измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть -Восток» | | 1 экз |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0484-20 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0484-20 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток». Методика поверки», утверждённой ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 14.05.2020 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 -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;
- 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 210-2;
- 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
приведены в документе: «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток», свидетельство об аттестации №123-RA.RU.312546-2020.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток»
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
80779-20: Методика поверки ИЦРМ-МП-102-20Скачать11.4 Мб