Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП АО «Татнефтепром -Зюзеевнефть» (далее - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью кориолисовых счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы с кориолисовых счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Массу нетто нефти вычисляет программное обеспечение системы как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объёмной доли воды с помощью влагомера нефти поточного.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящая из:
- блока измерений количества нефти (далее - БИЛ);
- блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- системы обработки информации (СОИ);
- системы дренажа.
В вышеприведенные технологические блоки входят измерительные компоненты по своему функционалу участвующие в измерениях массы нефти, контроле и измерении параметров качества нефти, контроле технологических режимов работы системы. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Измерительные компоненты системы, участвующие в измерении массы нефти, контроле и измерении параметров качества нефти, приведены в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты, утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав системы
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF 350 (далее - СРМ) | 78985-20 |
| Датчики давления Метран-150, модели 150CDR | 32854-13 |
| Преобразователи давления измерительные 3051, модели 3051TG | 14061-15 |
| Датчики температуры Rosemount 644, Rosemount 3144P, модели Rosemount 644H в комплекте с термопреобразователем сопротивления Pt100 | 63889-16 |
Продолжение таблицы 1
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Преобразователь плотности и расхода CDM, модификации CDM100P (далее - ПП) | 63515-16 |
| Преобразователь плотности и вязкости FDM, FVM, HFVM, модели FVM | 62129-15 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-15 |
| Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 | 57762-14 |
| Контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 3000/6000, модели OMNI 6000 (далее - ИВК) | 15066-15 |
| Программируемый логический контроллер SIMATIC S7-1200 | 63339-16 |
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- измерения массы нефти и массового расхода с применением СРМ, давления, температуры по каждой измерительной линии и по СИКН в целом;
- вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовых долей воды, механических примесей, хлористых солей, полученные в аккредитованной химико -аналитической лаборатории или массовой доли воды, вычисленной по результатам измерений объемной доли воды поточным влагомером;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;
- автоматические измерения плотности, вязкости нефти, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти в БИК;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с помощью контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного;
- поверка СРМ с применением передвижной поверочной установки;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Пломбировка системы не предусмотрена.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (измерительно-вычислительный комплекс ИМЦ-07 (далее - ИВК ИМЦ-07), автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора СИКН с программным обеспечением «Кристалл» обеспечивает реализацию функций системы. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Уровень защиты ПО системы 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» соответствует «высокому» уровню защиты.
| Таблица 2 - Идентификационные данные ПО |
| | Значение |
| Идентификационные данные (признаки) | OMNI 6000 | OMNI 6000 | АРМ оператора «Кристалл» |
| Идентификационное наименование ПО | - | - | CalcOil.dll | CalcPov.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 24.75.10 | 24.75.10 | 2.0.5.0 | 2.0.5.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6АВ3 | 6АВ3 | 4BB2D125 | F970D22F |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC16 | CRC16 | CRC32 | CRC32 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики системы приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода *, т/ч | от 25 до 120 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| * - указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки, фактический диапазон измерений не может превышать максимальный диапазон измерений. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3 | от 895 до 950 |
| Вязкость кинематическая при рабочих условиях, мм2/с (сСт), не более | 100 |
| Давление измеряемой среды, МПа | от 0,4 до 4,0 |
| Температура измеряемой среды, °С | от +30 до +50 |
| 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 более | не допускается |
| Режим работы системы | непрерывный |
| Параметры электропитания - напряжение питания сети, В - частота питающей сети, Гц | 230±23/400±40 50±0,4 |
| Условия эксплуатации: - температура в БИК, БИЛ, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от + 5 до + 30 95 от 84,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20000 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность системы
| Наименование | Обозначение | Количе ство |
| Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП АО «Татнефтепром-Зюзеевнефть», заводской № 444 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 1115-14-2020 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1115-14-2020 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП АО «Татнефтепром-Зюзеевнефть». Методика поверки» утвержденному ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 27 мая 2020 г.
Основное средство поверки: рабочий эталон единицы частоты 4 -го разряда в диапазоне значений от 0,1 до 15000 Гц в соответствии с Государственной поверочной схемы, утвержденной приказом Росстандарта от 31.07.2018 № 1621 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества н нефти ПСП АО «Татнефтепром-Зюзеевнефть», регистрационный номер ФР.1.29.2019.35348.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти ПСП АО «Татнефтепром-Зюзеевнефть»
Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15 марта 2016 г. № 179 «Перечень 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 Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 2018 г. № 256 «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».
80548-20: Методика поверки МП 1115-14-2020Скачать4.2 Мб