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
![Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН №400 ПСП "Волгоградский" Волгоградское РНУ. Основная схема учета"](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН №400 ПСП "Волгоградский" Волгоградское РНУ. Основная схема учета""){kind=logo}
67007-17: Методика поверки МП 0493-14-2016Скачать6.1 Мб