Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №733 ООО «СМНП Козьмино» предназначена для автоматизированного определения массы 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.
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 (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из двенадцати рабочих и одной контрольной измерительных линий.
В каждой рабочей линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):
- преобразователь расхода жидкости турбинные геликоидные серии НТМ (№ 3872508, входят в состав линий №№ 1-10);
- преобразователь расхода жидкости турбинные MVTM (№ 16128-10, входят в состав линий №№ 11-12);
- датчик температуры 644 (№ 39539-08);
- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
В контрольной линии установлены следующие средства измерений:
- преобразователь объема жидкости эталонный лопастной Smith Meter модели M16-S3 с диапазоном измеряемых расходов от 380 до 2000 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности измерений ±0,1 %;
- преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным на рабочих измерительных линиях.
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. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (номер по Госреестру):
- преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-06);
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829 (№ 15642-06);
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (№ 14557-05);
- система автоматического проботбора Clif Mock (рабочая и резервная);
Лист № 2
Всего листов 4
- преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным в БИЛ;
- ручное пробоотборное устройство по ГОСТ 2517-85.
В состав СОИ входят:
- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (Госреестр № 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), свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011 ОП ГНМЦ
ОАО «Нефтеавтоматика». 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. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-031/04-2012 от 04.06.2012 ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО ПК «Cropos» относится файл «metrology.dll».
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.
Лист № 3
Всего листов 4
Идентификационные данные программного обеспечения, входящего в состав СИКН:
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Идентификационный номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| АРМ оператора | ПК «Cropos» | 1.37 | DCB7D88F | CRC32 |
| Конфигурационный файл контроллера (ведущего основного) FloBoss S600+ | _Kozprov9_1 | 209 | 7ce4 | CRC16 |
| Конфигурационный файл контроллера (ведущего резервного) FloBoss S600+ | _Kozprov9_2 | 204 | e7cc | CRC16 |
| Конфигурационный файл контроллера (ведомого основного) FloBoss S600+ | _Kozmino_10C5 | 140 | 11b9 | CRC16 |
| Конфигурационный файл контроллера (ведомого резервного) FloBoss S600+ | _Kozmino_10C5 | 140 | 11b9 | CRC16 |
Технические характеристики
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч | от 500 до 14000 |
| Рабочий диапазон температуры нефти, оС | от минус 8 до 50 |
| Рабочий диапазон давления, МПа | от 0,3 до 1,6 |
| Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 | от 830 до 890 |
| Рабочий диапазон вязкости кинематической нефти, сСт | от 4,5 до 60 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| 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 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Знак утверждения типа
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.
Лист № 4
Всего листов 4
3. Инструкция. «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №733 ООО «СМНП Козьмино». Методика поверки» № НА. ГНМЦ.0011-12 МП.
Поверка
осуществляется по документу НА. ГНМЦ.0011-12 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №733 ООО «СМНП Козьмино». Методика поверки» №, утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 26.11.2012 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- поверочная установка 1 или 2 разряда по ГОСТ Р 8.510-2002;
- устройства поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа (Госреестр № 45409-10);
- влагомеры эталонные лабораторные товарной нефти (Госреестр № 47862-11);
- калибраторы температуры (Госреестр № 20262-07);
- калибратор давления портативный (Госреестр № 22307-09).
Сведения о методах измерений
«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №733 ООО «СМНП Козьмино», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 29.12.2011 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2012.13340.
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», утвержденные приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.
