Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» (далее по тексту - система) предназначена для автоматического измерения массы брутто нефти, определения показателей качества нефти и автоматизированного измерения массы нетто нефти при учетных операциях между НГДУ «Альметьевнефть» ПАО «Татнефть» и Альметьевским районным нефтепроводным управлением АО «Траснефть-Прикамье».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, реализованного с применением счетчиков-расходомеров массовых.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной и изготовленной для конкретного объекта из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы и эксплуатационными документами ее составляющих.
Конструктивно система состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), стационарной трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура системы не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из шести измерительных линий (ИЛ).
В состав каждой ИЛ входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF400 (регистрационный № 13425-01) или счетчик-расходомер эталонный массовый Micro Motion CMF400 с измерительным преобразователем 2700R (регистрационный № 43918-10) (далее - СРМ);
- преобразователь измерительный RTT20 (регистрационный № 20248-00);
- датчик давления серии I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-02) или датчик давления I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-07);
- датчик давления «Метран-100» модели Метран-100-ДД (регистрационный № 22235-01);
- фильтр;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
На входном коллекторе БИЛ установлены:
- датчик давления серии I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-02) или датчик давления I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-07);
- манометр для местной индикации давления.
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
- два пробозаборных устройства щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;
- преобразователь измерительный RTT20 (регистрационный № 20248-00);
- датчик давления серии I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-02) или датчик давления I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-07);
- манометр для местной индикации давления.
БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП) (регистрационный № 15644-01 или № 52638-13);
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 (регистрационный № 15642-01 и/или № 15642-06) или преобразователь плотности FVM (регистрационный № 62129-15);
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-01 и/или № 14557-05);
- преобразователь измерительный RTT20 (регистрационный № 20248-00);
- датчик давления серии I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-02) или датчик давления I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-07);
- счетчик нефти турбинный МИГ-32 (регистрационный № 26776-08) или преобразователь расхода турбинный МИГ-М-32 (регистрационный № 65199-16);
- два пробоотборника для ручного и автоматического отбора проб;
- фильтры тонкой очистки;
- насосы для перекачки нефти;
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
В состав стационарной ТПУ входит:
- двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» (регистрационный № 20054-00);
- преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры (регистрационный № 14683-00);
- преобразователи давления измерительные 3051(регистрационный № 14061-99 или № 14061-10);
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
В СОИ системы входят:
- устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7955 (регистрационный № 15645-01);
- программный комплекс автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора «CROPOS» функционирует на SCADA-пакете InTouch 7.1 и выше, свидетельство ФГУП «ВНИИР» о метрологической аттестации программного обеспечения от 18.11.2013.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- измерение массового расхода и массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- вычисление массы нетто нефти как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного;
- измерение в БИК объемной доли воды в нефти, плотности и вязкости нефти;
- измерение давления и температуры нефти;
- проведение контроля метрологических характеристик и поверки СРМ с применением стационарной ТПУ и ПП;
- отбор проб (автоматический и ручной) согласно ГОСТ 2517-2012 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО устройства измерений параметров жидкости и газа модели 7955, обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система устройства измерений параметров жидкости и газа модели 7955.
К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса АРМ оператора «Cropos» (далее - АРМ оператора), выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, прием и обработки управляющих команд оператора, формирование отчетных документов, вычисления массы нетто нефти.
ПО системы 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 системы для пользователя закрыт. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений 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 ПО системы приведены в таблицах 1, 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО устройства измерений параметров жидкости и газа модели 7955
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | SOLARTRON 7955 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.23 |
| Цифровой идентификатор ПО | 429B8CD0 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | DOC.EXE |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3FFA9330 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 |
| | |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | DENS.EXE |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | A233871 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 |
| | |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | POVERKA.EXE |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52BA0127 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | REPORT.EXE |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 794D0A01 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 |
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Диапазон измерений массового расхода нефти системой, т/ч | от 200 до 3000 |
| Диапазон измерений массового расхода нефти по каждой измерительной линии, т/ч | от 200 до 500 |
| 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 системы
| 7955 | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Характеристики измеряемой среды: - диапазон плотности, кг/м3 - диапазон давления, МПа - диапазон температуры, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - вязкость кинематическая, сСт, не более - содержание свободного газа | от 870 до 910 от 0,6 до 4,0 от +8,0 до +40,0 0,5 0,05 100 100 не допускается |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Параметры электропитания - напряжение питания сети, В - частота питающей сети, Гц | 380±38/220±22 50±0,5 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С | от -40,0 до +40,0 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 8 |
| Средняя наработка на отказ, час | 20 000 |
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть», заводской №48 С | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» | НА.ГНМЦ.0291-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0291-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 24.08.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СРМ;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
представлены в документе МН 876-2018 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть», ФР.1.29.2018.31618.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
75405-19: Методика поверки НА.ГНМЦ.0291-18 МПСкачать4.9 Мб