Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 913 (далее по тексту -СИКН) предназначена для автоматического измерения массы брутто нефти, определения показателей качества нефти и вычисления массы нетто нефти при проведении учетных операций на ПСП Междуреченский СИКН № 913, 914 ЛПДС «Конда» филиала «Урайское УМН» АО «Транснефть - Сибирь».
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 (1111), давления и температуры или в лаборатории.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), шкафа с анализатором серы и системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ).
БИЛ состоит из 6 рабочих измерительных линий (ИЛ) и одной контрольно-резервной
ИЛ.
На каждой рабочей и контрольно-резервной ИЛ установлены следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №)) и технические средства:
- преобразователь расхода жидкости турбинный Sentry с ДУ 10” (регистрационный № 12750-00);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-11);
- преобразователь давления измерительный 2051 (регистрационный № 56419-14);
- преобразователь давления измерительный FCX-A/C модификации FHG (регистрационный № 18856-99);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (регистрационный № 26803-04);
- термометр лабораторный стеклянный с взаимозаменяемыми конусами ТЛ-50 (регистрационный № 4661-91).
На входном коллекторе БИЛ установлен датчик избыточного давления ТЖИУ406 (регистрационный № 14208-94).
На выходном коллекторе БИЛ установлен преобразователь давления измерительный EJX (регистрационный № 28456-04).
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:
- преобразователи плотности измерительные модели 7835 (регистрационный № 15644-96);
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-01 или № 14557-10);
- преобразователь плотности и вязкости измерительный модели 7827 (регистрационный № 15642-96);
- анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT (регистрационный № 47395-17);
- преобразователи измерительные Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65 (регистрационный № 22257-11);
- преобразователь давления измерительный FCX-A/C модификации FHG (регистрационный № 18856-99);
- расходомер ультразвуковой UFM 3030 (регистрационный № 48218-11);
- устройство пробозаборное щелевого типа с лубрикатором по ГОСТ 2517;
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (регистрационный № 26803-04);
- термометр лабораторный стеклянный с взаимозаменяемыми конусами ТЛ-50 (регистрационный № 4661-91).
В СОИ СИКН входят следующие СИ и технические средства:
- комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 (рабочий и резервный) (регистрационный № 53852-13);
- контроллеры программируемые SIMATIC S7-400 (регистрационный № 15773-11);
- блоки обработки данных «VEGA-03» (регистрационный № 20498-00);
- устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951 (регистрационный № 15645-96);
- два автоматизированных рабочих места (АРМ) оператора (рабочее и резервное). Каждое АРМ оператора имеет в своем составе персональный компьютер с программным обеспечением в комплекте с монитором, клавиатурой и принтером.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объема, объемного расхода и массы брутто нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, кинематической вязкости;
- автоматическое измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной доли воды в нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли волы, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объемной доли волы с помощью влагомера нефти поточного УДВН-1пм;
- автоматический контроль, индикацию, сигнализацию предельных значений технологических параметров;
- автоматический и ручной отбор проб нефти в БИК;
- поверка и контроль метрологических характеристик ТПР с применением поверочной установки в автоматизированном режиме;
- защита алгоритма и программного обеспечения СИКН от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- отображение, регистрацию и хранение результатов измерений в ИВК и АРМ оператора;
- формирование и печать отчетных документов;
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
обеспечивает реализацию функций системы. Программное обеспечение (ПО) СИКН реализовано в комплексе измерительно-вычислительном ИМЦ-07 (далее по тексту - ИВК) и в АРМ оператора (ПО «ФОРВАРД»).
Уровень защиты ПО СИКН «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | EMC07.Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | PX.7000.01.07 |
| Цифровой идентификатор ПО | 332C1807 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ArmA.dll | ArmMX.dll | ArmF.dll | ArmTPU.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 4.0.0.2 | 4.0.0.5 | 4.0.0.2 | 4.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1D7C7BA0 | C7A9443E | 96ED4C9B | 55DCB371 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | CRC32 | CRC32 | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 4 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч (м /ч) | от 456 до 6960 (от 550 до 8000) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема нефти, % | ±0,15 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Количество измерительных линий, шт. | 7 (6 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 - давление, МПа - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более | от 830 до 870 от 0,7 до 1,6 от +3 до +35 0,5 0,05 |
| Наименование характеристики | Значение |
| - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - вязкость кинематическая, мм2/с - содержание свободного газа | 50 от 8 до 40 не допускается |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38, 220±22 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С | от -50 до +40 |
| Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч | 8 20 000 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 913, зав. № 913 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0403-19 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0403-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 913. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 31.10.2019 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;
- 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 № 913 ЛПДС «Конда» филиала Урайское УМН АО «Транснефть
- Сибирь», ФР.1.29.2019.35824.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 913
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
78723-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0403-19 МПСкачать5.5 Мб