Система измерений количества и показателей качества нефти № 585 терминала "Барабинский" Открытого акционерного общества "Новосибирскнефтегаз"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №585 терминала «Барабинский» Открытого акционерного общества «Новосибирскнефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти.

Описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ОАО «Нефтеавтоматика» (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. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Измерения массы брутто нефти осуществляются прямым методом динамических измерений - по результатам измерений массы нефти с помощью счетчика расходомера массового.

Конструктивно СИКН №585 состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока стационарной трубопоршневой поверочной установки, узла подключения передвижной поверочной установки и системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ конструктивно состоит из двух блоков БИЛ1 и БИЛ2. В состав БИЛ1 входят две рабочие измерительные линии. В состав БИЛ2 входит одна резервная ИЛ. В каждой измерительной линии БИЛ1 и БИЛ2 установлены следующие средства измерений:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 300М (№ 45115-10);

- преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);

- преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№ 27129-04);

- манометр МПТИ для местной индикации давления (№ 26803-04);

- термометр ТЛ-4 для местной индикации температуры (№ 303-91).

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 2517-85, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

- два циркуляционных насоса;

- преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-06);

- поточные влагомеры модели L (№ 25603-03);

- термостатирующий цилиндр;

- преобразователь расхода МИГ-32Ш-40 (№ 26776-04);

- два автоматических пробоотборника «Стандарт-А»;

- пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р»;

- преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);

- преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№ 27129-04);

- манометр МПТИ (№ 26803-04);

- термометр ТЛ-4 для местной индикации температуры (№ 303-91).

Блок стационарной трубопоршневой поверочной установки состоит из установки трубопоршневой «Сапфир М-300-4,0» (№ 23520-02), которая в комплекте с преобразователем плотности из состава БИК обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода. В состав блока также входят следующие средства измерений:

- преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);

- преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№ 27129-04);

- манометр МПТИ (№ 26803-04);

- термометр ТЛ-4 для местной индикации температуры (№ 303-91).

Система обработки информации состоит из двух измерительных контроллеров FloBoss S600 (№14661-02), программируемого логического контроллера Allen-Bradley SLC500, АРМ оператора, оборудованным персональным компьютером и средствами отображения и печати.

В состав узла подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки входят следующие средства измерений:

- преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);

- преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№ 27129-04);

- манометр МПТИ (№ 26803-04);

- термометр ТЛ-4 для местной индикации температуры (№ 303-91).

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массы брутто нефти (т) и массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

- автоматизированное вычисление массы нетто нефти (т);

- автоматический и ручной отбор проб нефти;

- автоматическое измерение температуры нефти (°С), давления нефти (МПа), перепада давления нефти на фильтрах (МПа), плотности нефти (кг/м3) при проведении поверки и контроля метрологических характеристик по стационарной ТПУ;

- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти с помощью поточного влагомера (%);

- автоматизированный контроль метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых по стационарной ТПУ;

- автоматизированную поверку счетчиков-расходомеров массовых с помощью стационарной или передвижной ТПУ;

- поверку стационарной ТПУ с помощью передвижной поверочной установки 1-го разряда;

- автоматическое регулирование расхода через измерительные линии и поверочную установку, расхода черех БИК для обеспечения изокинетичности отбора проб;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение

Програмное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний .

К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (далее - контроллеров), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение

Лист № 3

Всего листов 5 вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.

К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относятся:

- архив «vxworks.bin.05.bm», характеризующий операционную систему контроллера. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров измерительных FloBoss S600 № 1551014-06, выдано ФГУП ВНИИР 12.12.2006г.;

- конфигурация - набор файлов, создаваемых с помощью конфигурационного пакета Config S600 Pro, и 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 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 ПК «Cropos» относятся следующие файлы (программные модули):

- модуль «poverka.exe». Реализует расчеты, производимые при поверке массовых преобразователей расхода, установленных на СИКН, согласно МИ 3151-2008;

- модуль «kmx.exe». Реализует расчеты, производимые при КМХ массовых преобразователей расхода, установленных на СИКН, согласно МИ 3151-2008;

- модуль «doc.exe». Реализует ввод значений параметров нефти по результатам анализа пробы нефти в химико-аналитической лаборатории, вычисление на их основе массы нетто нефти за отчетный период;

- модуль «dens.exe». Реализует ввод данных и расчеты, производимые при контроле метрологических характеристик поточных ПП с помощью резервного ПП, переносной пикнометрической установки или ареометром;

- модуль «reportdaniel.exe». Отвечает за формирование отчетной документации.

Свидетельство о метрологической аттестации программного комплекса № 51009-03, выдано ФГУП ВНИИР 18.11.2003 г.

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 ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Идентификационные данные ПО, входящего в состав СИКН:

Технические характеристики

Рабочая среда

Рабочий диапазон массового расхода нефти, т/ч

Рабочий диапазон температур нефти, оС

Рабочий диапазон давления нефти, МПа

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3

Рабочий диапазон вязкости нефти, мм2/с

Массовая доля воды в нефти, %, не более

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, оС

Пределы допускаемой приведенной погрешности

измерений давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений плотности нефти, кг/м3

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы брутто нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

нефть по ГОСТ Р 51858-2002;

от 28 до 228;

от 5 до 30;

от 0,25 до 2,5;

от 790 до 860;

от 2,2 до 10;

1,0;

±0,2;

±0,5;

±0,3;

±0,25;

±0,35.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

1. Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКН.

2. Инструкция по эксплуатации СИКН.

3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №585 терминала «Барабинский» Открытого акционерного общества «Новосибирскнефтегаз». Методика поверки. НА.ГНМЦ.0047-14 МП».

Поверка

осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0047-14 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №585 терминала «Барабинский» Открытого акционерного общества «Новосибирскнефтегаз». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 10.02.2014 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

- поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;

- установка трубопоршневая «Сапфир-М-300-4,0» (Госреестр № 23520-07);

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);

- плотномер МД-02 (Госреестр № 28944-08);

- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);

- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);

- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).

Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.

Сведения о методах измерений

«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №585 терминала «Барабинский» ОАО «Новосибирскнефтегаз», утверждена ФГУП ВНИИР 11.06.2013 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2013.15507.

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»;

2. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утверждены приказом Минпромэнерго России от 31 марта 2005 г. №69.

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.