Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №115 ПСП «Юргамыш» ЛПДС «Юргамыш» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на косвенном методе динамических измерений массы нефти.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с применением измерительных компонентов: преобразователя объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователя объемного расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного контроллера FloBoss S600+, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Часть измерительных компонентов СИКН формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК) метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы сбора, обработки информации и управления (далее - СОИ) и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, трех рабочих измерительных линий (ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
БИК выполняет функции 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 состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты, утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 1 | 2 |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N (Ду от 16 до 500 мм) (далее - ПР) | 15427-01 |
| Преобразователь расхода жидкости турбинный геликоидный серии HTM | 38725-08 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | 15644-01 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-05 |
| Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 | 15642-01 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-04 |
| Преобразователи давления измерительные dTRANS p20 | 47454-11 |
| Преобразователи измерительные 644 к датчикам температуры | 14683-00 |
| Преобразователи измерительные 644 | 14683-04 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (заводские №№ 20028123, 20028124, 20028125) | - |
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти по каждой ИЛ и по СИКН в целом по результатам измерений объема нефти по каждой ИЛ и плотности нефти и приведение измеренных значений к стандартным условиям;
- автоматическое измерение объема, давления, температуры и плотности нефти;
- автоматическое вычисление массы нефти по каждой ИЛ и по СИКН в целом с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- формирование и печать отчетных документов;
- дистанционное и местное управление запорной и регулирующей арматурой, циркуляционными насосами и другим оборудованием;
- автоматический контроль, индикацию, сигнализацию предельных значений технологических параметров;
- обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
Пломбировка преобразователей расхода осуществляется с помощью с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия шпилек, расположенных на диаметрально противоположных фланцах.
Пломбировка контроллера осуществляется с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочной проволоке, пропущенной через специальные отверстия, предусмотренные на корпусе контроллера.
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в контролерах FloBoss S600+ и в ПО ПК «Cropos».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО контроллеров приведены в таблице 2. Идентификационные данные ПО ПК «Cropos» оператора приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.25 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1990 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC16 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ПК АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | metrology.dll |
| Номер версии ПО | 1.37 |
| Цифровой идентификатор ПО | DCB7D88F |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | CRC32 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 4, 6.
Таблица 4 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч | от 293,2 до 2300,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 5 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик_
| Номер ИК | <и К н а в н- К и К S и а К | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерений | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| Первичный измерительн ый преобразова тель | Вторичная часть |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1-72 | ИК силы тока | 72 (СОИ) | | Аналоговые входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | От 4 до 20 мА | ±0,04 % (приведенная) |
| Номер ИК | <и К н а в н- К и К S и а К | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерений | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| Первичный измерительн ый преобразова тель | Вторичная часть |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 73 94 | ИК частоты | 22 (СОИ) | | Частотные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 1 до 10000 Гц | ±0,1 Гц (абсолютная) |
| 95 114 | ИК количества импульсов | 20 (СОИ) | | Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 1 до 16*106 имп. (диапазон частот от 1 до 10000 Гц) | ±1 имп. (абсолютная) |
| 115 118 | ИК вычисления расхода, объема и массы | 4 (СОИ) | | Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | | ±0,01 % (относительная) |
Таблица 6 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность в рабочем диапазоне температуры нефти, кг/м3 - рабочий диапазон давление нефти, МПа - рабочий диапазон температуры нефти, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 - вязкость кинематическая, сСт, не более - давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более - массовая доля серы, %, не более - массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более - массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более | от 856 до 895 от 0,35 до 6,30 от плюс 2 до плюс 32 0,5 0,05 100 от 9 до 35,5 66,7 (500) 2,2 20 40 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380, 3-х фазное, 220±22 однофазное 50 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - атмосферное давление, кПа | от -48 до +41 от 84,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч | 15 20 000 |
| Режим работы | непрерывный |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Таблица 7 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛПДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал», зав. № 01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0495-20 МП | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
представлены в документе МН 358-2013 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №115 на ЛПДС «Юргамыш» с изм. №2, ФР.1.29.2013.15586.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти СИКН №115 ПСП «Юргамыш» ЛПДС «Юргамыш»
ГОСТ 8.587-2019 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений 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
81024-21: Методика поверки НА.ГНМЦ.0495-20 МПСкачать637.4 Кб