Назначение
Система измерений количества и показателей качества 25-РК-А002 НПС «Кропоткинская» АО «Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений по результатам измерений в трубопроводе:
- объёма нефти с помощью преобразователей расхода, давления и температуры;
- плотности нефти с помощью поточных преобразователей плотности, давления и температуры.
Система представляет собой единичный экземпляр изделия, спроектированного для конкретного объекта из компонентов импортного и отечественного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплутационными документами ее компонентов.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), блока поверочной установки (ПУ), узла подключения передвижной ПУ, пробозаборного устройства. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, трех рабочих и одной резервной измерительных линий (ИЛ). На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- фильтр-грязеуловитель в комплекте с преобразователем разности давления, предназнченными для контроля перепада давления на фильтрах;
- расходомеры-счетчики жидкости турбинные HELIFLU TZ-N DN 150 (регистрационный № 15427-96), или преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N DN 150 (регистрационный № 15427-01, № 15427-06), или преобразователи расхода турбинные HTM (регистрационный № 56812-14);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99, № 14061-04 или № 14061-10) или преобразователь давления измерительный 3051S (регистрационный № 24116-08);
- преобразователь измерительный 3144 к датчикам температуры (регистрационный № 14683-95 или № 14683-00) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-11);
- датчик температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08) для измерений и местной индикации температуры;
- манометр для местной индикации давления.
На входном коллекторе БИЛ установлены:
- манометр для местной индикации давления;
- два индикатора фазового состояния потока ИФС-1В-700М;
- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений):
- преобразователи плотности измерительные модели 7835 (регистрационный № 15644-96) либо преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (регистрационный № 15644-01 или № 15644-06);
- преобразователи плотности и вязкости измерительные модели 7827 (регистрационный № 15642-96 или № 15642-01) либо преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 (регистрационный № 15642-06), предназначенные для оперативного контроля вязкости нефти;
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-01 или № 14557-10), предназначенные для оперативного контроля влагосодержания нефти;
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99, № 14061-04 или № 14061-10), или преобразователи давления измерительные 3051S (регистрационный № 24116-08);
- преобразователь измерительный (интеллектуальный) 3144 к датчикам температуры (регистрационный № 14683-95) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-11);
- датчики температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08) для измерений и местной индикации температуры;
- термометр электронный «ЕхТ-01» для местной индикации температуры (регистрационный № 44307-10);
- преобразователь расхода жидкости турбинный (регистрационный № 12750-91) или преобразователь расхода турбинный Smith Guardsman G (регистрационный № 12750-00);
- две системы смешивания и отбора проб Clif Mock True Cut;
- весы электронные Mettler Toledo DB 60sx для контроля наполнения пробоотборных емкостей;
- пробоотборник нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;
- манометры для местной индикации давления.
Поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода проводят с помощью блока ПУ, расположенного на одной площадке с СИКН и включающего в себя следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений):
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная EN-FAB, зав. № BMP-99021-04 (регистрационный № 54057-13);
- преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационный № 14061-99, № 14061-04 или № 14061-10) или преобразователи давления измерительные 3051S (регистрационный № 24116-08);
- преобразователи измерительные (интеллектуальные) 3144 к датчикам температуры (регистрационный № 14683-95) в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65 (регистрационный № 22257-11);
- преобразователи измерительные 3144Р (регистрационный № 14683-04) в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми 65 (регистрационный 22257-11) для местной индикации температуры;
- датчики температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08) для измерений и местной индикации температуры;
- манометры для местной индикации давления.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода по передвижной ПУ и для поверки установки поверочной трубопоршневой двунаправленной EN-FAB по передвижной ПУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят пять измерительно-вычислительных комплексов (ИВК), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, два автоматизированных рабочих места оператора (АРМ-оператора), на базе персонального компьютера с программным комплексом на базе SCADA-системы «InTouch v.7.0» фирмы «Wonderware», оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством и программируемый логический контроллер ControlLogix серии PLC5550 (далее - ПЛК).
Четыре ИВК предназначены для вычисления параметров потока нефти, перекачанной через БИЛ (каждый - отдельно на одну из измерительных линий), пятый ИВК предназначен для вычисления показателей качества в БИК и для приема сигналов с ПУ. В качестве ИВК применяются следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений):
- комплекс программно-технический модели 7951 (регистрационный № 53848-13);
- вычислитель расхода жидкости и газа мод. 7951 (регистрационный № 15645-06);
- устройство измерения параметров жидкости и газа мод.7951 (регистрационный № 26579-04).
- устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951 (регистрационный № 15645-01).
АРМ оператора суммирует расход, объем и массу с ИВК и автоматически формирует и печатает по запросу 2-х часовые отчеты, а по окончании партии (суток) автоматически формирует и по запросу распечатывает отчет СИКН за период приема-сдачи нефти и ежедневный отчет.
ПЛК отвечает за контроль состояния и дистанционное управление электроприводами задвижек, регуляторов расхода, насосов и пробоотборников, а также системами вентиляции, пожарной сигнализацией и газоанализа в БИК.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м /ч);
- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м), вязкости (мм2/с) нефти, объемной доли воды в нефти (%);
- автоматическое вычисление массовой доли воды в нефти (%);
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода (ПР) по стационарной или передвижной ПУ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Слив нефти из трубопроводов СИКН производится в дренажные емкости, отдельно для учтенной и для неучтенной нефти.
При выходе из строя средства измерений допускается замена отказавшего средства измерений на другое, аналогичного типа по техническим и метрологическим характеристикам.
Средства измерений, применяемые для оперативного контроля технологических параметров и показателей качества нефти (преобразователи перепада давления на фильтрах, преобразователи плотности и вязкости измерительные модели 7827, влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, весы электронные Mettler Toledo DB 60sx и преобразователь расхода жидкости турбинный в БИК), подлежат калибровке.
Общий вид СИКН приведен на рисунке 1.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания средств измерений, входящие в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения оттисков клейм или наклеек на эти средства измерений в соответствии с методиками поверки этих средств измерений.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН реализовано в ИВК, ПЛК и АРМ-оператора. Встроенное в ИВК ПО представляет собой микропрограмму, предназначенную для обеспечения функционирования прибора и управления интерфейсом. ПО ИВК реализованно аппаратно и является метрологически значимым. ПО ИВК производит обработку сигналов, поступающих со средств измерений, установленных на СИКН, и производит расчет массы нефти.
ПО АРМ-оператора выполняет функции передачи данных с ИВК для их отображения на станциях оператора и предназначенно для отображения функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, а также суммирование количества нефти, измеренной ИВК и формирование отчетных документов. К метрологически значимой части ПО относится файл 00000085.nmd. Изменение и редактирование ПО АРМ-оператора недоступно для пользователя.
ПО ПЛК не относится к метрологически значимой части ПО системы и предназначено для контроля и управления технологическими процессами.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений, обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием ограничения доступа, установкой логинов и паролей разного уровня доступа, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к ПО для пользователя закрыт. Конструкция системы исключает возможность несанкционированного влияния на ПО системы и измерительную информацию.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИК | Н | |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ИВК | АРМ-оператора |
| Идентификационное наименование ПО | - | 00000085.nmd |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2510 Iss 4.04 | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | | 2b3d0b0b793bd0bf3 03af9ba7e54e4ea |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч | от 300 до 1560 |
| Диапазон измерений температуры нефти, °С | от 0 до +50 |
| Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3 | от 700 до 1000 |
| Диапазон измерений избыточного давления нефти, МПа | от 0 до 2,5 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности к диапазону измерений избыточного давления, % | ±0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, °С | ±0,2 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 | ±0,36 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИВК при преобразовании входного аналогового сигнала постоянного тока в значение температуры, °С | ±0,05 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИВК при преобразовании входного аналогового сигнала постоянного тока в значение давления, МПа | ±0,005 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при преобразовании входного импульсного сигнала в значение объема нефти, % | ±0,025 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при преобразовании входных электрических сигналов в значение массы нефти, % | ±0,05 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИВК при преобразовании входных электрических сигналов в значение коэффициента преобразования ПР при его поверке по ПУ, % | ±0,025 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИВК при преобразовании входных электрических сигналов в значение плотностинефти при стандартных условиях, кг/м3 | ±0,1 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
Таблица 3 - Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефть |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (3 рабочих, 1 резервная) |
| Рабочий диапазон температуры нефти, °С | от +5 до +50 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочий диапазон давления нефти, МПа | от 0,19 до 1,40 |
| Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 | от 750 до 890 |
| Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм /с | от 1 до 14 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Параметры электропитания: | |
| - напряжение переменного тока, В | 380±38 |
| | 220±22 |
| - частота переменного тока, Гц | 50±1 |
| Габаритные размеры СИКН, мм, не более | |
| - высота | 2500 |
| -ширина | 9000 |
| - длина | 17000 |
| Условия эксплуатации: | |
| - температура окружающей среды, °С | от -30 до +45 |
| - относительная влажность, % | 80 |
| - атмосферное давление, кПа | от 96 до 104 |
| Средний срок службы, лет | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20000 |
| Режим работы СИКН | постоянный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти 25-РК-А002 НПС «Кропоткинская» АО «Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р» | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти 25-РК-А002 НПС «Кропоткинская» АО «Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р». Методика поверки | НА.ГНМЦ.0131-16 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0131-16 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти 25-РК-А002 НПС «Кропоткинская» АО «Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 22.12.2016 г.
Основные средства поверки:
- мерники эталонные 1 разряда по ГОСТ 8.470-82 с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,02%;
- рабочий эталон 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002 с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,05%;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная EN-FAB (регистрационный № 54057-13);
- установка пикнометрическая «H&D Fitzgerald» (регистрационный № 21551-01);
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (регистрационный № 39214-08);
- калибратор давления портативный Метран-517 в комплекте с модулями давления эталонными Метран-518 (регистрационный № 39151-12);
- калибратор температуры JOFRA серии RTC-R модели RTC-157В (регистрационный № 46576-11);
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти «СИКН-25-РК-А002 НПС «Кропоткинская», утверждена ГНМЦ ФГУП «ВНИИР» 19.02.2014 г., зарегистрирована в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2014.18056.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
МИ 3532-2015 Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти CPC 70008 Технические требования на узлы учета нефти Руководящий документ «Инструкция по учету нефти в системе КТК»
70299-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0131-16 МПСкачать4.3 Мб