Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган»
ООО «БайТекс» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при учетно-расчетных операциях между ООО «БайТекс» и ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью кориолисовых преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с кориолисовых преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров (далее -БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), выходного коллектора СИКН, стационарной трубопоршневой установки, блока подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки (далее - передвижной ТПУ), блока подключения передвижной поверочной установки на базе эталонных преобразователей массового расхода (далее - передвижная ПУ), 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.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного резервного) измерительных каналов массы брутто нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
- счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 в комплекте с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный) № 13425-06 и № 13425-01;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - 1111), регистрационный № 15644-01;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, регистрационный № 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-01 и № 14557-10;
- счетчик нефти турбинный МИГ (далее - ТПР), регистрационный № 26776-08;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-99, № 14061-04 и № 14061-10;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный № 22257-01, в комплекте с преобразователями измерительными 244, регистрационный № 14684-00;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный № 22257-05, в комплекте с преобразователями измерительными 644, регистрационный № 14683-04;
- преобразователи давления измерительные FCX-AII и FCX-CII модели FKC, регистрационный № 53147-13;
- установка трубопоршневая «Сапфир-100» (далее - ТПУ), регистрационный №1535501.
В составе системы используются следующие вспомогательные средства измерений и оборудование:
- прибор УОСГ-100СКП, регистрационный № 16776-03;
- сигнализатор СТМ-10, регистрационный № 11597-88;
- индикатор фазового состояния потока ИФС-1В-700М;
- сигнализатор уровня СУР-7 в комплекте с датчиками положения уровня ДПУ7 и преобразователем вторичным ПВС7;
- автоматические пробоотборники Стандарт-А;
- ручной пробоотборник Стандарт-Р;
- устройство пробозаборное щелевого типа ЩПУ-1-100 по ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- фильтры сетчатые МИГ-ФБ-100-4,0;
- насосы центробежные НС-40-25-125;
- термостатирующий цилидр;
- регуляторы расхода ручного исполнения.
В систему обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительно-вычислительные 0MNI-6000, регистрационный № 15066
04, свидетельство № 2301-05 м-2009 об аттестации алгоритмов и программного обеспечения от 15 октября 2009 г.;
- автоматизированные рабочие места оператора системы на базе комплекса программного Flow Sys, свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного обеспечения автоматизированного рабочего места оператора № 622014-06 от 19.07.2008 г.;
- контроллер программируемый логический PLC Modicon, регистрационный № 18649-07.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МТИф, регистрационный № 34911-11;
- манометры для точных измерений типа МПТИ, регистрационный № 26803-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, Госреестр № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик рабочего и резервного СРМ с применением ТПУ и ПП;
- проведение поверки СРМ с применением ТПУ и ПП или с применением передвижной ТПУ и 1111, или с применением передвижной ПУ;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
ПО системы (контроллеры измерительно-вычислительные 0MNI-6000, комплекс программный Flow Sys автоматизированного рабочего места оператора) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не-
значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО
Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ПО измерительновычислительного контроллера OMNI-6000 (основной) SE-2 EthV. 1.55.0 | ПО измерительновычислительного контроллера OMNI-6000 (резервный) SE-2 EthV. 1.55.0 | ПО комплекса программного Flow Sys автоматизированного рабочего места оператора |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 24.74.30 | 24.74.30 | - |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | DCF6 | DCF6 | 3D9EDC31 |
Другие идентификационные данные (если имеются) | CRC 16 | CRC 16 | CRC 32 |
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует среднему уровню защиты.
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристики | Значение характеристики |
Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая, 1 резервная) |
Диапазон измерений расхода, т/ч | от 15 до 80 |
Диапазон измерений плотности, кг/м3 | От 879 до 910 |
Диапазон измерений вязкости, мм /с | От 20 до 40 |
Диапазон измерений давления, МПа | От 0,3 до 1,0 |
Диапазон измерений температуры, °С | от 5 до 40 |
Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 300 |
Содержание свободного газа | Не допускается |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
Режим работы | Непрерывный |
Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая, 1 резервная) |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс», 1 шт., заводской № 0095-08;
- инструкция по эксплуатации системы;
- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс». Методика поверки. МП 0220-14-2014».
Поверка
осуществляется по документу МП 0220-14-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс». Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИР» 12 декабря 2014 г.
Основные средства поверки:
- установка трубопоршневая «Сапфир-100», диапазон измерений объемного расхода от 10 до 100 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, диапазон измерений плотности от 300 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м3;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 4,0 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 %, в диапазоне от 1,0 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5*10 имп;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления -нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего
предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс» (свидетельство об аттестации методики измерений 01.00257-2013/293014-14 «28» ноября 2014 г).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс»
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».