Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21 «Сковородино» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы, объемного расхода и показателей качества нефти при учетных операциях на выходе НПС между подпорной и магистральной насосной станциями.
Описание
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамического измерений массы брутто нефти с помощью турбинных преобразователей объемного расхода жидкости и преобразователей температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти. Выходные сигналы измерительных преобразователей по линиям связи поступают на соответствующие входы контроллера измерительного, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нём алгоритму.
В состав системы входят:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ), имеющий шесть рабочих измерительных линий ИЛ№1, ИЛ№2, ИЛ№3, ИЛ№4, ИЛ№5 и ИЛ№6, параллельная работа которых обеспечивает необходимое значение объёмного расхода при динамических измерениях массы брутто нефти, две резервные измерительные линии ИЛ№7 и ИЛ№8, используются при отказе рабочих измерительных линий, одну контрольно-резервную измерительную линию ИЛ№9, которая используется как резервная и для контроля метрологических характеристик преобразователя расхода жидкости турбинного.
-блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК), предназначенный для измерений показателей качества температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти.
В СИКН применены следующие средства измерений:
- преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM Ду 250, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 16128-10;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;
- преобразователь давления измерительный 3051, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;
- термопреобразователь сопротивления платиновый 65, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22257-11, с измерительным преобразователем 3144, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14683-09;
- манометр избыточного давления для точных измерений типа МП 160, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 28544-05
- термометр лабораторный стеклянный ТЛ-4, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 20054-06;
- контроллер измерительный FloBoss S600+, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 38623-08.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти и объёмного расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, объёмной доли воды и плотности;
- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение (ПО) реализовано в контроллере измерительном FloBoss S600 и в автоматизированных рабочих местах (АРМ) операторов системы. ПО обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы 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 системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса).
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем: разделения, идентификации , защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО, реализованные в контроллере измерительном FloBoss S600+ и АРМы операторов, приведены в таблице
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО контроллера измерительного FloBoss S600 | LinuxBi-nary.app | 06.09e | 0259 | CRC 16 |
| ПО Автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора СИКН (основное) | Система измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров | V 1.2.xxx | cddf26d22dfoc095bc3df44bb cdc426c | MD5 |
| ПО АРМ оператора СИКН (резервное) |
| ПО АРМ оператора ХАЛ |
| ПО АРМ оператора СИКН местного диспетчерского пункта (МДП) (основное) |
| ПО АРМ оператора СИКН (МДП) (резервное) |
Программное обеспечение имеет:
- свидетельство ГЦИ СИ ОАО «Нефтеавтоматика» о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011 контроллеров измерительных модели FloBoss S600+ фирмы «Emerson Process Management Ltd».
- свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного обеспечения № 19801-12 «Система измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров»
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. 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) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО системы имеет уровень защиты C (в соответствии с МИ 3286-2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).
Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" |
| Диапазон объёмного расхода системы, м3/ч | от 600 до 9200 |
| Диапазон температура измеряемой среды, °С | от минус 8,5 до плюс 40 |
| Давление измеряемой среды в системе, МПа, не более | 2,5 |
| Диапазон плотности измеряемой среды в рабочем диапазоне температур, кг/м3 | от 815 до 885 |
| Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочем диапазоне температур, мм2/с | от 5 до 50 |
| Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более | 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении температуры, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении давления, % | ± 0,065 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении плотности, кг/м3 | ± 0,3 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении вязкости, % | 1,0 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности системы при измерении объемной доли воды, % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21 «Сковородино» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан» Заводской № 2012-001 | 1 шт. |
| Паспорт системы измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21 «Сковородино» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан» | 1 экз. |
| Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21 «Сковородино» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан». Методика поверки" | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 51865-12 "Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21 «Сковородино» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан». Методика поверки", утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 16.08.2012 г.
Перечень основных средств поверки:
- двунаправленный шаровой прувер Daniel PROVER 30” ANSI 300 (далее - ТПУ) с диапазоном измерений от 190 до 1900 м3/ч, и пределами допускаемой относительной погрешности: ±0,05 %;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, диапазон измерений от 300 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м3.
- контроллер измерительный FloBoss S600+, пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объёма, массы ± 0,01 %;
- 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 5x108 имп;
- установка пикнометрическая переносная, диапазон измерений плотности от 700 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;
- калибратор давления типа АРС с верхним пределов измерения 35 бар в комплекте с пятью модулями давления АРМ, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,025 %;
- калибратор температуры модели АТС 157В в комплекте с с термометром сопротивления платиновым STS 100 A901, диапазон воспроизводимых температур от минус 45 °С до 200 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- установка поверочная для средств измерения динамической вязкости УПД-1-АТ с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,4% ;
- установка поверки (калибровки) влагомеров R-AT-MM/VL с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,03%.
Сведения о методах измерений
В системе применен косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти, Методика измерений приведена в инструкции. "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21 «Сковородино» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан», зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2012.13022.
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
2 ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
Рекомендации к применению
Осуществлени торговли и товарообменных операций.
