Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН №400 ПСП "Волгоградский" Волгоградское РНУ. Основная схема учета". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН №400 ПСП "Волгоградский" Волгоградское РНУ. Основная схема учета"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 8
Найдено поверителей 2

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 400 ПСП «Волгоградский» Волгоградское РНУ. Основная схема учёта» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти, при проведении учетных операций.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением преобразователей расхода, плотности нефти с применением преобразователя плотности или в лаборатории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразователей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет комплекс измерительно-вычислительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям. 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 состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

В систему входят следующие средства измерений (СИ):

-    преобразователи расхода турбинные HTM10 (далее - ТПР), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный) № 56812-14;

-    преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - 1111), регистрационный № 15644-01 и регистрационный № 52638-13;

-    преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные мод. 7829, регистрационный № 15642-06;

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-15;

-    расходомер-счётчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный № 57762-14;

-    датчики температуры TMT142R, регистрационный № 63821-16;

-    преобразователи давления измерительные АИР-20/М2, регистрационный № 63044-16;

-    датчики давления Метран-150, регистрационный № 32854-13;

-    термопреобразователь универсальный ТПУ 0304, регистрационный № 50519-12;

-    газоанализаторы СГОЭС, регистрационный № 32808-11.

В систему сбора и обработки информации системы входят:

-    комплекс измерительно-вычислительный (ИВК) ИМЦ-07, регистрационный № 53852-13;

-    автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с программным обеспечением «Форвард «Pro».

В состав системы входят показывающие СИ:

-    манометры МТИ, регистрационный № 1844-63;

-    манометры показывающие МП, регистрационный № 59554-14;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, объема, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;

-    вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в испытательной лаборатории;

-    измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти, соответственно;

-    проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и контрольно-резервного ТПР с применением двунаправленной трубопоршневой поверочной установки для жидкостей фирмы «Daniel» Ду от 8" до 42";

-    проведение КМХ рабочих ТПР по контрольно-резервному ТПР, применяемому в качестве контрольного ТПР;

-    автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

-    контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

-    защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства СИ снабжены

средствами защиты (пломбировки) в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (ИВК ИМЦ-07 и АРМ оператора с ПО «Форвард «Pro») обеспечивает реализацию функций системы. Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе АРМ оператора структуры идентификационных данных. Сведения о ПО указаны в таблице 1.

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 среднему уровню защиты.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентиф икационные данные (признаки)

Значение

ПО АРМ оператора «Форвард «Pro»

ПО ИМЦ-07

Идентиф икационное наименование ПО

ArmA.dll,

ArmMX.dll,

ArmF.dll

EMC07.exe

Номер версии (идентификационный номер ПО)

4.0.01

РХ.7000.01.01

Цифровой идентификатор ПО

8B71AF71,

30747EDB,

F8F39210

7A70F3CC

Алгоритм вычисления

CRC32

CRC32

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон измерений расхода, м /ч (т/ч)

от 479 до 2165 (от 400 до 1842)

Количество измерительных линий, шт.

3 (две рабочие и одна контрольно-резервная)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа:

-    в рабочем режиме, не более

-    в режиме поверки, не более

0,2

0,4

Режим работы системы

непрерывный

Режим управления запорной арматурой

автоматизированный и ручной

Параметры измеряемой среды:

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»

Давление, МПа:

-    рабочее

-    минимально допустимое

-    максимально допустимое

от 0,20 до 0,75

0,187

0,95

Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт)

от 3,0 до 40,0

Плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3:

-    при минимальной в течение года температуре нефти

-    при максимальной в течение года температуре нефти

от 851,3 до 870,0 от 820,0 до 839,7

Температура, °С

от +3,0 до +40,0

Давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти, кПа, не более

66,7

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

900

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая доля парафина, %, не более

6,0

Массовая доля серы, %, не более

0,6

Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более

100

Массовая доля метил-и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1 (ppm), не более

100

Содержание свободного газа

не допускается

Параметры электрического питания:

- напряжение переменного тока, В

380, трехфазное,

220 ±22, однофазное

- частота переменного тока, Гц

50

Условия эксплуатации:

- климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69

У1

- температура наружного воздуха, °С

от -37 до +43

- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С,

от +5 до +35

- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, %

от 30 до 80

- атмосферное давление, кПа

от 84 до 106,7

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 400 ПСП «Волгоградский» Волгоградское РНУ. Основная схема учёта» типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность системы

Наименование

Обозначение

Коли

чество

Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 400 ПСП «Волгоградский» Волгоградское РНУ. Основная схема учёта»

Заводской № 6

1 шт.

Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти « СИКН № 400 ПСП «Волгоградский» Волгоградское РНУ»

1 экз.

«Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 400 ПСП «Волгоградский» Волгоградское РНУ. Основная схема учёта». Методика поверки»

МП 0493-14-2016

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0493-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 400 ПСП «Волгоградский» Волгоградское РНУ. Основная схема учёта», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 11 ноября 2016 г.

Основные средства поверки:

-    двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» Ду от 8" до 42", регистрационный № 20054-00, применяемая в качестве эталона 1-го разряда по ГОСТ 8.510 - 2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», диапазон измерений объемного расхода рабочей среды от 110 до 1100 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,05 %;

-    средства поверки в соответствии с методикой поверки на систему.

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

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 400 ПСП «Волгоградский» Волгоградское РНУ. Основная схема учёта» (свидетельство об аттестации методики измерений № 086-01-00152-2013-2016 от 24.10.2016 г.).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 400 ПСП «Волгоградский» Волгоградское РНУ. Основная схема учёта»

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

Развернуть полное описание