Система измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП "Белкамнефть"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП «Белкамнефть» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.

Описание

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью расходомеров-счетчиков массовых. Выходные электрические сигналы с расходомеров-счетчиков массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, системы обработки информации 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.

СИКН состоит из одного рабочего и одного резервного измерительного канала массы нефти.

В состав СИКН входят следующие средства измерений:

-    расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS (далее - РМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 50998-12;

-    преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 14061-10;

-    датчики температуры 3144Р, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 39539-08;

-    преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - 1111), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 52638-13;

-    преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 15642-06;

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 14557-10;

-    счетчик нефти турбинный МИГ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 26776-08.

В систему обработки информации СИКН входят:

-    контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (далее - ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 38623-11, с автоматизированными рабочими местами (АРМ) оператора СИКН, программное обеспечение ИВК и АРМ оператора СИКН испытано и сконфигурировано при испытаниях СИКН в целях утверждения типа.

В состав СИКН входят показывающие средства измерений:

-    манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 26803-11;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 303-91;

-    прибор УОСГ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 16776-11.

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматизированное измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;

-    автоматическое измерение плотности, вязкости и объемной доли воды;

-    измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

-    проведение контроля метрологических характеристик и поверки РМ с применением поверочной установки;

-    автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

-    автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

-    защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение (ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую 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 СИКН. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Идентификационные данные метрологически значимой части ПО указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО СИКН осуществляется путем отображения на мониторе ИВК и АРМ оператора СИКН структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СИКН, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО СИКН 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 СИКН для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКН 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 СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню: средний.

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды приведены в таблице 2.

Таблица 2

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

-    система измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП «Белкамнефть», заводской № 5 - 1 шт.;

-    «Система измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП «Белкамнефть». Руководство по эксплуатации. СИКН03.00.00.000 РЭ» - 1 экз.;

-    «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП «Белкамнефть». Методика поверки. МП 0094-14-2013», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 20 ноября 2013 г. - 1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0094-14-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП «Белкамнефть». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 20 ноября 2013 г.

Основные средства поверки:

-    установка трубопоршневая «Сапфир МН», верхний предел диапазона измерений объемного расхода 500 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,09 %;

-    передвижная поверочная установка, верхний предел диапазона измерений объемного расхода не менее 500 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±

0,05 %;

-    плотномер автоматический МДЛ-1, диапазон измерений плотности от 650 до 1000

33

кг/м , пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м ;

-    плотномер МД-02, диапазон измерений плотности от 600 до 1000 кг/м , пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м3;

-    установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 600 до 1100 кг/м , пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м ;

-    калибратор многофункциональный модели ASC300-R в комплекте с двумя внешними модулями АРМ-Н: АРМ015Р0Н0 и АРМ03КРАН0, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

-    калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

-    рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры капилляров: 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность: 0,006 %, - 0,08 %,

- 0,09 %, - 0,07 %, - 0,02 %;

-    установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 2,00 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,02 %;

-    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 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ±2 имп. в диапазоне от 20 до 5*10 имп.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП «Белкамнефть» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/16014-13 от 05.02.2013 г., код регистрации в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.15617).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП «Белкамнефть»

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