Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного определения количества нефти и показателей качества при ведении учетнорасчетных операций между предприятием-поставщиком ООО «Иркутская нефтяная компания» и предприятием-получателем ООО «Востокнефтепровод» ОАО «АК «Транснефть».
Описание
СИКН реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). Принцип действия СИКН заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры, плотности, влаго-содержания.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКН входят:
- входной и выходной коллекторы (Ду 250 мм);
- блок фильтров (БФ);
- блок измерительных линий (БИЛ): рабочая I-ой очереди, рабочая II-ой очереди, контрольно-резервная измерительные линии (Ду 150 мм);
- блок измерений показателей качества (БИК);
- стационарная трубопоршневая поверочная установка (ТПУ);
- система обработки информации (СОИ).
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы и массового расхода нефти, проходящей через БИЛ, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- автоматический контроль метрологических характеристик рабочих СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- автоматический контроль метрологических характеристик рабочих СРМ и контрольно-резервного СРМ по ТПУ;
- защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;
- отбор пробы в БИК;
- измерение плотности и влагосодержания нефти;
- определение наличия свободного газа в нефти;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение (ПО) СИКН (Контроллер измерительный FloBoss S600 и операторские станции на базе компьютера со SCADA-системой фирмы Siemens) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую 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).
Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентифика-
ции, защиты от несанкционированного доступа.
Таблица 1
| Наименование ПО | Идентиф икационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО СИКН Floboss (SN:18359569) | vxworks 5.42 | 5.42 | 85f3-00000 | CRC 32 |
| ПО СИКН Floboss (SN:18359570) | vxworks 5.42 | 5.42 | 44dc-00000 | CRC 32 |
Идентификация ПО СИКН осуществляется путем отображения на мониторе опера-
торской станций управления 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 введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. 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. ПО СИКН имеет уровень защиты C.
Средства измерений, а так же другие технические средства в составе СИКН:
Таблица 2
| № п/п | Наименование СИ | Кол-во, шт. | Номер в реестре |
| Приборы контрольно-измерительные показывающие |
| 1 | Манометр показывающий для точных измерений МПТИ | 21 | 26803-11 |
| 2 | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 | 7 | 303-91 |
| Входной коллектор (Ду 250) |
| 1 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| Выходной коллектор (Ду 250) |
| 1 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| 2 | Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 1 | 14683-09, 22257-11 |
| БФ |
| 1 | Преобразователь перепада давления измерительный 3051 CD | 3 | 14061-10 |
| № п/п | Наименование СИ | Кол-во, шт. | Номер в реестре |
| БИЛ |
| 1 | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 400М | 3 | 45115-10 |
| 2 | Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 3 | 14683-09, 22257-11 |
| 3 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG | 3 | 14061-10 |
| БИК |
| 1 | Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 1 | 14683-09, 22257-11 |
| 2 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| 3 | Преобразователь перепада давления измерительный 3051 CD | 1 | 14061-10 |
| 4 | Преобразователь плотности жидкости мод.7835 | 2 | 15644-06 |
| 5 | Влагомер нефти поточный УДВН-1пм | 2 | 14557-10 |
| 6 | Прибор УОСГ-100СКП | 1 | 16776-11 |
| 7 | Расходомер UFM 3030 | 1 | 48218-11 |
| 8 | Автоматический пробоотборник КТС «Стандарт-А» | 2 | |
| 9 | Пробоотборник для ручного отбора КТС «Стандарт-Р» | 1 | |
| ТПУ |
| 1 | Установка поверочная трубопоршневая стационарная «ОЗНА-Прувер С 280-0,05» | 1 | 31455-06 |
| 2 | Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 2 | 14683-09, 22257-11 |
| 3 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG | 2 | 14061-10 |
| СОИ |
| 1 | Контроллер измерительный FloBoss S600 | 2 | 38623-11 |
| 2 | Барьеры искробезопасности БИА-101 | 12 | 32483-09 |
| 3 | Контроллер программируемый SIMATIC S7-400 | 1 | 15773-11 |
| 4 | Операторские станции на базе компьютера со SCADA-системой фирмы Siemens | 2 | |
Технические характеристики
Таблица 3
| Наименование | СИКН |
| Рабочая среда | нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Диапазон измерения массового расхода нефти через каждую измерительную линию БИЛ, т/ч | от 28 до 230 |
| Максимальный массовый расход нефти через СИКН, т/ч | 460 |
| Диапазон измерения объемного расхода нефти через БИК, м3/ч | от 2,1 до 6 |
| Диапазон измерения избыточного давления нефти, МПа | от 1,5 до 4,33 |
| Диапазон измерения температуры нефти, °С | от 1 до 30 |
| Физико-химические свойства нефти: - плотность при температуре 20 °С, кг/м3 - вязкость кинематическая при температуре 20 ° С, сСт - массовая доля воды, % - массовая доля механических примесей, %, не более - концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - объемная доля свободного газа - давление насыщенных паров, мм рт. ст. | от 760 до 860 от 3 до 25 от 0,03 до 0,5 0,05 100 отсутствует от 200 до 500 |
| Пределы относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Наименование | СИКН |
| Пределы относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) нетто нефти, % | ± 0,35 |
| Условия эксплуатации СИ СИКН: - температура окружающей среды, °С в месте установки СИ БФ, БИК, БИЛ и ТПУ в месте установки СОИ - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от 10 до 35 от 15 до 25 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В: силовое оборудование технические средства СОИ - частота, Гц | 380(+10%, -15%) 220(+10%, -15%) 50 |
| Потребляемая мощность, Вт, не более | 40698 |
| Габаритные размеры блок-боксов СИКН, мм, длина*ширина*высота - блок-бокс БФ, БИЛ и БИК - блок-бокс ТПУ | 12000x5600x3700 10000x3200x3000 |
| Масса, кг, не более: - блок-бокс БФ, БИЛ и БИК - блок-бокс ТПУ | 30000 10000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Средства измерения входящие в состав СИКН обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10 «искробезопасная электрическая цепь» уровня «ib».
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, установленную на блок-боксе БФ, БИЛ и БИК, методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания», зав.№878-10 В комплект поставки входят: Контроллеры измерительные FloBoss S600, операторские станции на базе компьютера со SCADA-системой фирмы Siemens, первичные и промежуточные измерительные преобразователи, кабельные линии связи, сетевое оборудование. | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания». Паспорт | 1 экз. |
| Инструкция. ГСОЕИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания». Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 49542-12 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП».
Основные средства поверки:
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;
- калибратор многофункциональный модели MCX-R, диапазон воспроизведения токовых сигналов от 0 до 25 мА, точность ± (0,02% показаний + 1,5 мкА), диапазон воспроизведения сигналов напряжения ±12 В, точность ± (0,02% показаний + 0,1 мВ), диапазон воспроизведения сопротивления от 1 до 4000 Ом, точность ± 0,04% показаний, но не менее ±30 мОм;
- термометр ртутный стеклянный ТЛ-4 (№2) по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от 0 до 50 °С, цена деления 0,1 °С.
Сведения о методах измерений
« Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений №36-68-01.00270-2012.
Нормативные документы
ГОСТ Р 51330.10 - 99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»
ГОСТ Р 51858 - 2002 ГСИ. Нефть. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.595 - 2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ Р 8.596 - 2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 6651-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 2517 - 85 ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 28498 - 90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие требования. Методы испытаний.
ПР 50.2.006 - 94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений
Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденные приказом Минпромэнерго от 31.03.05. № 69
Рекомендации к применению
- осуществление государственных учетных операций;
- осуществление торговли и товарообменных операций.
