Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти резервная схема учета ПСП ООО «РН-Комсомольский НПЗ» (РСУН) (далее - РСУН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Описание
Принцип действия РСУН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью ультразвукового преобразователя расхода, преобразователя температуры, давления и плотности. Выходные сигналы ультразвукового преобразователя расхода, преобразователей температуры, давления и плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
РСУН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. В РСУН для измерений показателей качества нефти применяется блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК), входящий в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 1027 ООО «РН-Комсомольский НПЗ» (далее - СИКН № 1027). Монтаж и наладка РСУН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на РСУН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
РСУН имеет в своем составе одну измерительную линию.
В состав РСУН входят следующие средства измерений (СИ):
- преобразователь расхода ультразвуковой модели 3814 (далее - УПР), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный номер) № 51047-12;
- датчики температуры ТСПТ Ex, регистрационный № 57176-14;
- преобразователи давления измерительные 3051 модели 3051TG, регистрационный № 14061-15.
В состав РСУН входят показывающие СИ давления и температуры утвержденного типа.
В состав БИК СИКН № 1027 входят следующие основные СИ:
- датчики температуры ТСПТ Ex, регистрационный № 57176-14;
- преобразователи давления измерительные 3051 модели 3051TG, регистрационный № 14061-15;
- преобразователи плотности и расхода CDM модель CDM100P, регистрационный № 63515-16;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-15;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный № 57762-14.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) УПР
применяется установка поверочная СР (далее - ПУ), регистрационный номер 27778-15.
В систему сбора, обработки информации и управления РСУН входят:
- комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «:АБАК+» (далее - ИВК), регистрационный № 52866-13;
- комплексы измерительно-вычислительные и управляющие STARDOM, регистрационный № 27611-14;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора РСУН.
РСУН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- измерения массы нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, объема, температуры, давления и плотности нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- поверка и КМХ УПР с применением ПУ;
- автоматический и ручной отбор проб нефтепродуктов согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- контроль технологических параметров РСУН, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Пломбировка РСУН не предусмотрена.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций РСУН. ПО РСУН реализовано в ИВК и компьютерах АРМ оператора. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях РСУН в целях утверждения типа. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО АРМ | ПО ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | MasterSCADA | Abak.bex |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.10 | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | - | 4069091340 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблице 2 и таблице 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Расход нефти через РСУН, м3/ч (т/ч): | |
| - минимальный | 217 (188) |
| - максимальный | 1185 (999) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий, шт. | 1 |
| Температура нефти, °С: | |
| - минимальная | -2 |
| - максимальная | +30 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Суммарные потери давления на РСУН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в режиме измерений - в режиме поверки и КМХ | 0,2 0,4 |
| Суммарные потери давления на РСУН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в режиме измерений - в режиме поверки и КМХ | 0,2 0,4 |
| Условное давление арматуры и оборудования, МПа | 1,6 |
| Параметры измеряемой среды: |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Плотность нефти при температуре +20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 | от 843 до 865 |
| Объемное содержание выхода фракций, %: - до температуры +200 °С - до температуры +300 °С | 25.5 47.5 |
| Массовое содержание серы, % | от 0,40 до 0,65 |
| Содержание сероводорода, млн-1, не более | 2 |
| Содержание метил и этилмеркаптанов, млн-1, не более | 2 |
| Содержание хлорорганических соединений, млн-1, не более | 10 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 |
| Вязкость кинематическая нефти, мм2/с | от 8 до 25 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 6,0 |
| Давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти, кПа, не более | 66,7 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22 однофазное, 380±38 трехфазное 50±1 |
| Режим управления запорной арматурой и регуляторами расхода | автоматизированный, ручной |
| Режим работы РСУН | непрерывный, автоматизированный |
Знак утверждения типа
наносится в центральной части титульного листа инструкции по эксплуатации РСУН типографским способом.
Комплектность
Комплектность РСУН приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность РСУН
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти резервная схема учета ПСП ООО «РН-Комсомольский НПЗ» (РСУН), заводской № 2517-17 | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти резервной схемы учета ПСП ООО «РН-Комсомольский НПЗ» (РСУН) | | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0997-14-2019 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0997-14-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти резервная схема учета ПСП ООО «РН-Комсомольский НПЗ» (РСУН). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» «16» июля 2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 2018 г. № 256, с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки УПР, входящего в состав РСУН, во всем диапазоне измерений;
- средства поверки, указанные в документах на методики поверки СИ, входящих в состав
РСУН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке РСУН.
Сведения о методах измерений
приведена в документе «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений резервной схемой учета нефти на объекте: «Подключение ООО «РН-Комсомольский НПЗ» к нефтепроводу-отводу «ТС ВСТО-Комсомольский НПЗ», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2019.32664.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти резервной схемы учета ПСП ООО «РН-Комсомольский НПЗ» (РСУН)
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15.03.2016 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»
77751-20: Методика поверки МП 0997-14-2019Скачать6.1 Мб