Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти (далее - СИКН) №444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод» предназначена для определения массы нефти при проведении учетных операций между ООО «Транснефть-Балтика» и ООО «КИНЕФ».
Описание
СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ООО «УралСофтПроект» (г. Уфа) из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 01.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.
Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из трех рабочих и одной резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный №)):
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N DN 250 (регистрационный №15427-01);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный №14061-99 или №14061-04) или преобразователь давления измерительный 3051S (регистрационный №24116-02 или №24116-08);
- преобразователь измерительный 644, 3144 (регистрационный № 14683-00, 14683-04 или 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный №22257-01, №22257-05 или №22257-11) или серии 68 (регистрационный №22256-01);
- манометр МТИ (регистрационный №1844-63), МТИф (регистрационный №34911-07 или №34911-11) или ТМ (регистрационный №25913-08) для местной индикации давления;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный №303-91) или термометр стеклянный лабораторный ТЛ-4м серии «Labtex» (регистрационный №28208-04) для местной индикации температуры.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на входном коллекторе СИКН. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
- преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (регистрационный № 15644-01);
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829 (регистрационный №15642-01, №15642-06);
- анализатор серы модели ASOMA 682T-HP-EX (регистрационный №50181-12);
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный №14557-01);
- расходомер ультразвуковой UFM 3030 (регистрационный №48218-11);
- система смешивания и отбора проб Clif Mock;
- преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным в БИЛ;
- ручное пробоотборное устройство по ГОСТ 2517-2012.
Блок ТПУ состоит из стационарной двунаправленной трубопоршневой поверочной установки Daniel 1-го разряда (регистрационный №20054-00) в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИЛ и обеспечивает проведение поверки и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных.
В состав СОИ входят:
- контроллеры измерительных FloBoss S600+ (регистрационный №38623-11), со встроенным программным обеспечением (далее - ПО), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных,
- автоматизированные рабочие места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos»), оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
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 объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);
- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), содержания воды в нефти (%);
- вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик ПР по стационарной поверочной установке;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Программное обеспечение
ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.
К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее -контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.
К ПО верхнего уровня относится ПО ПК «Cropos», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. К метрологически значимой части ПО ПК «Cropos» относится файл «metrology.dlb».
В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:
- разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей;
- ведением внутреннего журнала фиксации событий.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Cropos» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | A1C753F7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО основного и резервного контроллера
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | KIRISHI DEV |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 212 |
| Цифровой идентификатор ПО | fb8f |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC16 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики_____
| Диапазон измерений массового расхода, м3/ч | от 350* до 4800 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, оС | ±0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % | ±0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 | ±0,3 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти при измерении влагомером, % | ±0,05 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
* - при вязкости нефти от 43 до 65 мм2/с минимальное значение расхода составляет 400 м3/ч, при вязкости от 66 до 70 сСт - 500 м3/ч.
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Вязкость кинематическая, мм2/с | от 15 до 70 |
| Диапазон измерений температуры нефти, оС | от 5 до 40 |
| Диапазон измерений рабочего давления, МПа | от 0,11 до 0,80 |
| Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3 | от 850 до 890 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод», зав. № 01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 49321-12 с изменением №1 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 49321-12 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод». Методика поверки» с изменением №1, утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 20.11.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. №256;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод», утвержденном ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 20.10.2011 г., зарегистрированом в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2011.11011 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
МИ 3532-2015 ГСИ. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти
