Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП "Марковское" ООО "Иркутская нефтяная компания"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 1548 от 01.04.11 п.16
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 42377
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ Р 51858-2002
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

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 учетно-расчетных 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, влагосодержания.

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, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Наименование

ПО

Идентификационное 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 операторской 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 1

№ п/п

Наименование СИ

Кол-во, шт.

Номер в реестре

Приборы контрольно-измерительные показывающие

1

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

21

26803-06

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 (Pt100

1

14683-09, 22257-05

№ п/п

Наименование СИ

Кол-во, шт.

Номер в реестре

по ГОСТ Р 8.625)

БФ

1

Преобразователь перепада давления измерительный 3051 CD

3

15201-07

БИЛ

1

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 400М

3

13425-06

2

Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (Pt100 по ГОСТ Р 8.625)

3

14683-09, 22257-05

3

Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG

3

14061-10

БИК

1

Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (Pt100 по ГОСТ Р 8.625)

1

14683-09, 22257-05

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

14557-05

6

Прибор УОСГ-100СКП

1

16776-06

7

Расходомер UFM 3030

1

13897-03

8

Автоматический пробоотборник КТС «Стандарт-А»

2

9

Пробоотборник для ручного отбора КТС «Стандарт-Р»

1

№ п/п

Наименование СИ

Кол-во, шт.

Номер в реестре

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 (Pt100 по ГОСТ Р 8.625)

2

14683-09, 22257-05

3

Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG

2

14061-10

СОИ

1

Контроллер измерительный FloBoss S600

2

38623-08

2

Барьеры искробезопасности БИА-101

12

32483-09

3

Контроллер программируемый SIMATIC S7-400

1

15773-06

4

Операторские станции на базе компьютера со SCADA-системой фирмы Siemens

2

Технические характеристики

Наименование

СИКН

Рабочая среда

нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002

Диапазон измерения массового расхода нефти через БИЛ, т/ч

от 28 до 200

Диапазон измерения объемного расхода нефти через БИК, м3/ч

от 2,1 до 4,5

Диапазон измерения избыточного давления нефти, МПа

от 1,5 до 4,33

Диапазон измерения температуры нефти, °С

от 1 до 30

Наименование

СИКН

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

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, Г ц

380(+10%, -15%) 220(+10%, -15%) 50

Потребляемая мощность, Вт, не более

40698

Габаритные размеры блок-боксов СИКН, мм, длинахширинахвысота - блок-бокс БФ, БИЛ и БИК

- блок-бокс ТПУ

12000х5600х3700

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 указать где она крепится методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Наименование

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания», зав.№878-10

В комплект поставки входят: Контроллер измерительный 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 «Инструкция. ГСОЕИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР в 18 октября 2010 г.

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.

Нормативные документы

ГОСТ Р 51330.10 - 99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»

ГОСТ Р 51858 - 2002 ГСОЕИ. Нефть. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.595 - 2004 ГСОЕИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ Р 8.596 - 2002 ГСОЕИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

ГОСТ Р 8.625 - 2006 ГСОЕИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний.

ГОСТ 2517 - 85 ГСОЕИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 28498 - 90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие требования. Методы испытаний.

ПР 50.2.006 - 94 ГСОЕИ. 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.

Развернуть полное описание