| Описание | Принцип действия СИКН основан на методе динамических измерений объемного, массового расхода, плотности, объемной доли воды, температуры, давления продукта в трубопроводе с помощью первичных измерительных преобразователей, преобразовании их в электрические сигналы и вычислении объема и массы продукта.
СИКН является проектно-компонуемым изделием и представляет собой измерительную систему вида ИС-2 (в соответствии с ГОСТ Р 8.596-2002), построенную по иерархическому принципу. СИКН состоит из:
измерительных компонентов: первичные измерительные преобразователи расхода, давления, температуры, плотности, объемной доли воды, свободного и растворенного газа; установки трубопоршневые, установки поверочные; весы; мерники – нижний уровень;
комплексных компонентов: контроллеры измерительные, измерительно-вычислительные комплексы и программируемые логические контроллеры – средний уровень;
вычислительных компонентов: автоматизированное рабочее место оператора – верхний уровень;
связующих и вспомогательных компонентов по ГОСТ Р 8.596.
Конструктивно СИКН состоят из комплекса технологического (КТ) и системы обработки информации и управления (СОИ).
КТ содержит:
- блок измерительных линий (БИЛ);
- пробозаборное устройство;
- блок фильтров (БФ);
- блок измерений показателей качества (БИК);
- узел подключения к поверочной установке;
- блок поверочной установки (БПУ);
- блок средств эталонных (БСЭ).
СОИ состоит из:
- контроллеров измерительных, измерительно-вычислительных комплексов (ИВК);
- программируемых логических контроллеров (ПЛК);
- автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора.
КТ располагается в блок-боксе, в сборно-модульном здании или на открытой площадке. Конкретное исполнение СИКН (количество измерительных линий; алгоритмы обработки результатов измерений и вычислений; комплектация БФ, БИК, БПУ, БСЭ, узлом подключения к поверочной установке; категория размещения) определяются рабочим проектом на СИКН.
В СИКН реализованы алгоритмы вычислений массы товарной нефти и нефтепродуктов, регламентированные ГОСТ Р 8.595-2004, РМГ 100-2010 и документом «Рекомендации по определению массы нефти при учётных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти» (утв. приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69) и алгоритмы вычислений массы сырой нефти, регламентированные МИ 2693.
Структурная схема СИКН представлена на рисунке 1. Внешний вид СИКН представлен на рисунках 2-3.
В состав СИКН входят средства измерений (СИ), приведенные в таблице 1.
ПТ – преобразователь температуры; ПД – преобразователь давления; ППД – преобразователь перепада давления; ПР – преобразователь расхода; ПП- поточный плотномер; ПВ – поточный влагомер; ПБ – пробозаборное устройство
Рисунок 1
| | | Рисунок 2 – Внешний вид БИК | Рисунок 3 – Внешний вид КТ, размещенного в блок-боксе |
Таблица 1
| Наименование СИ | Пределы допускаемой основной погрешности СИ | № по Гос. реестру СИ | | Преобразователи объемного расхода | | Расходомеры UFM 3030 | ( = ±0,5; ±1,0 % | 32562-09 | | Расходомеры жидкости турбинные типов PTF и PNF | ( = ±0,15; ±0,25 % | 11735-06 | | Счётчики нефти турбинные МИГ | ( = ±0,15 % | 26776-08 | | Счетчики турбинные НОРД-М | ( = ±0,15 % | 5638-02 | | Счетчики-расходомеры массовые | | Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion (модификации DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, T, CNG050, H, LF) | ( = ±0,1; ±0,15; ±0,2 % | 45115-10 | | Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMFHC2 | ( = ±0,2; ±0,1 % | 42546-09 | | Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMFHC3 | ( = ±0,2; ±0,1 % | 39686-08 | | Расходомеры кориолисовые массовые OPTIMASS 2010/2300 исп. S100, S150, S250 | ( = ±(0,10+) % | 42550-09 | | Расходомеры-счетчики массовые SITRANS F C | ( = ±; ± % | 52346-12 | | Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS | ( = ±0,1; ±;
±; ± % | 50998-12 | | Расходомеры массовые Promass | ( = ±0,05; ±0,10; ±0,15; ±0,2; ±0,25 % | 15201-11 | | Счётчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTАMASS мод. RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR | ( = ±(0,1+) % | 27054-09 | | Cчётчики-расходомеры массовые МИР | ( = ±(0,1±); ±(0,2±) % | 48964-12 | | Счётчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак | ( = ±0,2; ±0,25 % | 47266-11 | | Преобразователи температуры | | Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | ( = ±(0,15+0,002((t(); ±(0,3+0,005((t() (C | 22257-11 |
| Наименование | Пределы допускаемой основной погрешности СИ | № по Гос. реестру СИ | | Датчики температуры Rosemount 248 | ( = ±0,2 (C; ( = ±0,1 % | 49085-12 | | Преобразователи измерительные Rosemount 248 | ( = ±0,2 (C; ( = ±0,1 % | 48988-12 | | Датчики температуры 644, 3144Р | ( = ±0,1; ±0,15 (C;
( = ±0,02; ±0,03 % | 39539-08 | | Преобразователи измерительные ATT 2100 | ( = ±0,16; ±0,17 (C | 39546-08 | | Термопреобразователи сопротивления серий TR, TF | ( = ±(0,1+0,0017((t(); ±(0,15+0,002((t();
±(0,3+0,005((t() (C | 47279-11 | | Преобразователи вторичные T мод. T32.1S, T32.3S | ( = ±0,03; ±0,04 % | 50958-12 | | Преобразователи измерительные серии YTA моделей YTA110, YTA310, YTA320 | ( = 0,14 (С | 25470-03 | | Датчики температуры CTR-ALW, CTU-ALW | ( = ±(0,2+0,002((t() (C | 51742-12 | | Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Метран-270-Ех | ( = ±0,25; ±0,5; ±1,0 % | 21968-11 | | Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСМУ 014, ТСМУ 015, ТСПУ 014, ТСПУ 015 | ( = ±0,25; ±0,5; ±1,0 % | 46437-11 | | Термометры | | Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | ( = ±0,2 (С | 303-91 | | Преобразователи давления | | Преобразователи давления измерительные 3051 | ( = ±0,065; ±0,075; ±0,04; ±0,1 % | 14061-10 | | Преобразователи давления AUTROL модели AРT3100, AРT3200 | ( = ±0,2 % | 37667-08 | | Преобразователи давления измерительные Sitrans P типа 7MF (DSIII, DSIII PA, DSIII FF, P300, Р300 PA, P300 FF, Z, ZD, Compact, MPS, P250, Р280) | ( = ±0,075; ±0,1; ±0,2; ±0,25; ±0,5 % | 45743-10 | | Датчики давления Метран-150 | ( = ±0,075; ±0,1; ±0,2; ±0,5 % | 32854-09 | | Преобразователи давления измерительные EJA | ( = ±(0,065 - 0,6) % | 14495-09 | | Преобразователи давления измерительные EJX | ( = ±(0,025 - 0,6) % | 28456-09 | | Преобразователи давления измерительные ЭЛЕМЕР-АИР-30 | ( = ±0,1; ±0,2; ±0,4 % | 37668-08 | | Датчики давления ЭЛЕМЕР-100 | ( = ±0,1; ±0,15; ±0,25; ±0,5; ±1 % | 39492-08 |
| Наименование | Пределы допускаемой основной погрешности СИ | № по Гос. реестру СИ | | Преобразователи давления измерительные APC, APR, PC, PR | ( = ±0,075; ±0,10; ±0,16; ±0,3; ±0,5 % | 48825-12 | | Манометры | | Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие сигнализирующие ДМ 2005Сг, ДВ 2005Сг, ДА 2005Сг, ДМ2005Сг1Ех, ДВ2005Сг1Ех, ДА2005Сг1Ех | ( = ±1,5 % | 4041-93 | | Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ, МВПТИ | ( = ±0,4; ±0,6; ±1,0 % | 26803-11 | | Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3 | ( = ±0,25; ±0,5; ±0,6 % | 17159-08 | | Поточные влагомеры | | Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ | ( = ±0,05; ±0,1; ±0,2; ±0,5; ±1 % | 42678-09 | | Влагомеры сырой нефти ВСН-2 | ( = ±0,2; ±1,0; ±1,5 % | 24604-12 | | Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | ( = ±0,05; ±0,08; ±0,1; ±(0,1+0,01(W);
±(0,1+0,015(W) % | 14557-10 | | Влагомеры поточные моделей L и F | ( = ±0,05; ±0,1; ±0,15; ±0,2; ±1,00; ±1,50 % | 46359-11 | | Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 | ( = ±0,05; ±0,08; ±0,15 % | 28239-04 | | Поточные плотномеры | | Плотномеры Плот-3 | ( = ±0,3; ±0,5; ±1,0 кг/м3; | 20270-12 | | Преобразователи плотности жидкости измерительные моделей 7835, 7845, 7847 | ( = ±0,15; ±0,35 кг/м3 | 52638-13 | | ИВК | | Контроллеры измерительные ROC/FloBoss (мод. ROC 306, 312, 364, 809, 827; FloBoss 103, 104, 107, 107Е, 407, 503, 504, 553) | ( = ±0,01 % | 14661-08 | | Контроллеры измерительные FloBoss мод. S600, S600+ | ( = ±0,01 % | 38623-11 | | Комплексы измерительно-вычислительные МикроТЭК | ( = ±0,05 % | 44582-10 | | Комплексы измерительно-вычислительные МикроТЭК-09 | ( = ±0,05 % | 48147-11 | | Комплексы измерительно-вычислительные ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) | ( = ±0,05; ±0,025 % | 43239-09 |
| Наименование | Пределы допускаемой основной погрешности СИ | № по Гос. реестру СИ | | Комплексы измерительно-вычислительные сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС») | ( = ±0,06; ±0,1; ±0,2 % | 22753-12 | | Контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 3000/6000 | ( = ±0,025; ±0,005 % | 15066-09 | | Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-03 | ( = ±0,01; ±0,04 % | 19240-11 | | Комплексы измерительно-вычислительные ВЕКТОР-02 | ( = ±0,05; ±0,025 % | 43724-10 | | Комплексы измерительно-вычислительные СУРГУТ-УНм | ( = ±0,025 % | 25706-08 | | СИ для определения свободного и растворенного газа | | Приборы УОСГ | ( = ±0,1; ±0,04 МПа;
±0,2(10-6; ±0,4(10-6; ±0,5(10-6; ±1,0(10-6; ±2,0(10-6 м3 | 16776-11 | | Поверочные установки, мерники и весы (блок средств эталонных) | | Установки трубопоршневые Сапфир МН | ( = ±0,05; ±0,09 % | 41976-09 | | Установки поверочные SYNCROTRAK (CALIBRON) серии S и О | ( = ±0,05 % | 44420-10 | | Установки поверочные трубопоршневые двунаправленные OGSB | ( = ±0,05; ±0,10 % | 44252-10 | | Установки поверочные CP, CP-M | ( = ±0,05 % | 27778-09 | | Мерники металлические эталонные 1-го разряда серии «J» | ( = ±0,01; ±0,02; ±0,025 % | 44080-10 | | Мерники металлические эталонные 1-го разряда «М» | ( = ±0,02 % | 28515-09 | | Весы неавтоматического действия CAW, CAH | Класс точности II или III по ГОСТ Р 53228-2008 | 52029-12 | | Весы платформенные SIW | ( = ±0,5; ±1,0; ±1,5 г | 39794-08 | | Весы электронные К | ( = ±0,25; ± 0,5; ± 0,75; ±1,5 г | 45158-10 | | Примечания
В таблице использованы следующие условные обозначения: Zs - значение стабильности нуля для соответствующей модели расходомера, кг/ч; Qm - текущее значение массового расхода, кг/ч; Qmax – верхний предел диапазона измерений массового расхода расходомера, кг/ч; Qi – значение измеренного массового расхода, кг/ч; W - значение измеренной объемной доли воды влагомером, %; ( - абсолютная погрешность; ( - приведенная погрешность, %; ( - относительная погрешность, %; t - измеренное значение температуры, (С.
Комплектация СИКН средствами измерений осуществляется с учетом требований заказчика и действующей нормативной документации. |
СИКН выполняют следующие основные функции:
- вычисление объема продукта при рабочих условиях и приведение его к стандартным условиям по каждой измерительной линии;
- вычисление массы брутто и массы нетто продукта;
- отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517-85;
- измерение давления и температуры продукта по каждой измерительной линии;
- измерение объемной доли воды;
- измерение плотности при рабочих температуре и давлении.
Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006, РМГ 111-2011.
|
| Метрологические и технические характеристики |
Рабочая среда – сырая нефть, товарная нефть, нефтепродукты.
Характеристики рабочей среды:
| - температура, (С | от минус 10 до
плюс 80; | | - избыточное давление, МПа, не более | 10; | | - кинематическая вязкость, мм2/с | от 1,5 до 200; | | - плотность в рабочих условиях, кг/м3 | от 300 до 1600. | | | | Товарная нефть должна соответствовать ГОСТ Р 51858-2002, ГОСТ 31378-2009. | | | Сырая нефть должна соответствовать следующим требованиям: | | - объемная доля воды, % | от 0,01 до 90,00; | | - массовая доля механических примесей, %, не более | 1,0; | | - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 4000; | | - массовая доля свободного газа, %, не более | 5; | | - массовая доля растворенного газа, %, не более | 10. | | | | Условный диаметр измерительных линий, мм | от 25 до 400. | | Количество измерительных линий (с учетом контрольной, рабочей и резервной) не более | 10. |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто товарной нефти и нефтепродуктов ± 0,25 %.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти и нефтепродуктов ± 0,35 %.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти приведены в таблице 3.
Таблица 3
| Объемная доля воды в сырой нефти, % | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % | | от 0 до 5 включ. | ± 1,0 | | св. 5 до 15 включ. | ± 2,5 | | св. 15 до 35 включ. | ± 4,0 | | св. 35 до 55 включ. | ± 7,0 | | св. 55 до 70 включ. | ± 10,0 | | св. 70 до 90 включ. | ± 20,0 |
Электропитание СИКН:
| - напряжение переменного тока, В: | | | а) для силовых цепей | от 342 до 418; | | б) для средств измерений | от 110 до 256; | | - частота переменного тока, Гц | от 49 до 51. |
| Условия эксплуатации: | | | - температура воздуха при эксплуатации КТ, расположенного в блок-боксе или сборно-модульном здании, (С | от минус 60 до плюс 50; | | - температура воздуха при эксплуатации СОИ, (С | от 10 до 35; | | - температура воздуха при эксплуатации средств измерений в КТ, расположенном: | | а) на открытой площадке, (С
б) в блок-боксе или сборно-модульном здании, (С | от минус 40 до плюс 45;
от 5 до 45; | | - атмосферное давление, кПа | от 84 до 107; | | - относительная влажность воздуха при 35 ºС и более низких температурах без конденсации влаги, % | 95; | | | | Среднее время наработки на отказ СИКН, ч, не менее | 20000. | | Срок службы, лет, не менее | 10. |
|
