Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1555 ПСП «Ленск» (далее - СИКН) предназначена для автоматического учета нефти, поступающей на ПСП от объектов нефтедобычи ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» и подаваемой на вход НПС-12 для транспортировки по магистральному нефтепроводу трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» ООО «Транснефть-Восток».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы преобразователей массового расхода, преобразователей температуры, давления, плотности 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, 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 на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В состав СИКН входят:
- блок фильтров (БФ);
- блок измерительных линий (БИЛ);
- пробозаборное устройство щелевого типа (далее - ПЗУ);
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- система сбора, обработки информации и управления (далее - СОИ);
- установка трубопоршневой «Сапфир МН» (далее -ТПУ);
- система дренажа.
В составе СИКН применены средства измерений утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
| Наименование средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модификации CMF 400) с измерительными преобразователем серии 2700 (далее - СРМ) | 45115-10 |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модели CMF 400) с электронным преобразователем модели 2700 (далее - СРМ) | 45115-16 |
| Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-11 |
| Наименование средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
| Преобразователи измерительные Rosemount 644 | 56381-14 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-10 14061-15 |
| Датчики давления ДМ5007 | 14753-11 |
| Расходомер ультразвуковой UFM 3030 | 48218-11 |
| Весы лабораторные электронные GZH | 38226-08 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее - ИВК) | 57563-14 |
| Комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix | 42664-09 |
| Преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К | 22153-08 |
| Преобразователи измерительные (барьеры искрозащиты) серии ^Z600 | 47073-11 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835) (далее - ПП) | 15644-06 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829) | 15642-06 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП) | 14557-10 |
| Манометры МП показывающие и сигнализирующие | 59554-14 |
| Манометры показывающие для точных измерений МПТИ | 26803-11 |
| Манометры для точных измерений типа МТИ | 1844-15 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массового расхода нефти по каждой измерительной линии (ИЛ) и СИКН в целом;
- автоматизированные измерения массы брутто нефти и вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории, и массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП, за установленные интервалы времени по каждой ИЛ и СИКН в целом;
- автоматические измерения плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти в БИК;
- автоматические измерения температуры в ИЛ БИЛ, БИК, выходном коллекторе БИЛ, на входе и выходе стационарной поверочной установки на базе ТПУ;
- автоматические измерения избыточного давления в ИЛ БИЛ, БИК, выходном коллекторе БИЛ, на входе и выходе ТПУ;
- автоматические измерения разности давления на фильтрах в ИЛ БИЛ, БИК;
- измерения давления и температуры с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;
- автоматическая коррекция показаний СРМ по давлению;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с применением контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного;
- КМХ контрольно-резервного СРМ по ТПУ в автоматизированном режиме;
- поверку и КМХ СРМ по ТПУ в автоматизированном режиме;
- поверку ТПУ с применением передвижной поверочной установки (ППУ);
- автоматизированное и ручное управление запорной и регулирующей арматурой;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- фильтрацию нефти от механических примесей в ИЛ БИЛ, БИК;
- автоматическое регулирование расхода нефти по каждой ИЛ, в БИК, в выходном коллекторе ППУ;
- защиту алгоритма и программы ИВК и автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора СИКН от несанкционированного доступа системой паролей;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах АРМ оператора.
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 системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса).
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.
Уровень защиты ПО соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ИВК (основной) | ИВК (резервный) | АРМ оператора |
| Идентиф икационное наименование ПО | LinuxBinary.app | LinuxBinary.app | ОЗНА-Flow |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.09f | 06.09f | v 2.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 8E78 | 8E78 | 64С56178 |
| измеряемой среды приведены в таблицах 3, 4. Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКН |
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 53 до 756 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКН |
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (3 рабочие, 1 контрольно -резервная) |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа, не более | от 0,641) до 3,6 |
| Параметры измеряемой среды: |
| Температура измеряемой среды, °С | от +10 до +30 |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3: - при температуре нефти 20 °С - при температуре нефти 15 °С | от 870,1 до 895 от 873,6 до 898,4 |
| Кинематическая вязкость измеряемой среды при температуре нефти 20 °С, мм /с (сСт), не более | 50 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,005 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля парафина, %, не более | 2,7 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 20 |
| Режим работы СИКН | постоянный |
| Содержание свободного газа, % | не допускается |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38; 220±22 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 103 |
| Условия эксплуатации: о/"ч - температура окружающей среды, С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -57 до +36 80 от 96 до 104 |
| Средний срок службы, лет | 10 |
| 1) при расходе от 53 до 130 т/ч допускается работа при давлении 0,4 МПа на входе в СИКН. |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 1555 ПСП «Ленск» | заводской № 01 | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №1555 ПСП «Ленск». Методика поверки | МП 0595-14-2017 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0595-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №1555 ПСП «Ленск». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 10 октября 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда, в соответствии с ГОСТ 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости», с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки СРМ, входящих в состав системы во всем диапазоне измерений;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №1555 ПСП «Ленск», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/8014-17 от 18.04.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №1555 ПСП «Ленск»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
![Система измерений количества и показателей качества нефти №1555 ПСП "Ленск"](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система измерений количества и показателей качества нефти №1555 ПСП "Ленск""){kind=logo}
69927-17: Методика поверки МП 0595-14-2017Скачать6.2 Мб