Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 289 на ПСП «Шешма-Калейкино» (далее - СИКН) предназначена для измерения массы брутто нефти и вычисления массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - ПР). Массу нетто нефти определяют, как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют, как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (далее -БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
В блоке фильтров установлены следующие средства измерений (далее - СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- два датчика давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- манометры для местной индикации давления.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, двух рабочих измерительных линий (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
На входном коллекторе установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- датчик температуры AUTROL модели ATT2100 (регистрационный № 70157-18);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion (регистрационный 45115-16);
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- датчик температуры AUTROL модели ATT2100 (регистрационный № 70157-18);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе СИКН установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- датчик температуры AUTROL модели ATT2100 (регистрационный № 70157-18);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
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:
- два преобразователя плотности и расхода СDM (регистрационный № 63515-16);
- два преобразователя плотности и вязкости FVM (регистрационный № 62129-15);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);
- анализатор серы модели ASOMA 682Т-НР-ЕХ (регистрационный № 50181-12);
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14);
- три датчика давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- четыре датчика температуры AUTROL модели ATT2100 (регистрационный № 70157-18);
- два пробоотборника автоматических «Стандарт-А»;
- пробоотборник ручной «Стандарт-Р»;
- цилиндр термостатирующий;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ПР и поверки стационарной трубопоршневой поверочной установки по передвижной ПУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: три контроллера измерительных FloBoss S600+ (регистрационный № 64224-16), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора, оснащенные монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение объемного влагосодержания (%), плотности (кг/м), вязкости (сСт), температуры (°С) и давления (МПа);
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ ПР по стационарной или передвижной ПУ;
- КМХ ПР, установленого на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;
- поверку стационарной ПУ по передвижной ПУ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- ручной отбор точечной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее -контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.
К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «CROPOS», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. К метрологически значимой части программного комплекса «CROPOS» относится файл «metrology.dll».
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1 и таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.25/25 |
| Цифровой идентификатор ПО (CRC16) | 1990 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО программного комплекса «CROPOS»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.41 |
| Цифровой идентификатор ПО (CRC32) | 16BB1771 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 200 до 400 |
| Относительная погрешность измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Относительная погрешность измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 | от 900 до 930 |
| Температура измеряемой среды, °С | от +20 до +40 |
| Давление измеряемой среды, МПа | от 0,4 до 1,2 |
| Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с | от 45 до 100 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Содержание свободного газа, % | отсутствует |
| Давление насыщенных паров, кПа, не более | 66,7 |
| Параметры электропитания, В/Гц | 380±38/50±1, 220±22/50±1 |
| Количество ИЛ, шт | 3 (2 рабочих ИЛ и 1 контрольно-резервная ИЛ) |
| Габаритные размеры СИКН (ДхШхВ), мм | 12600x9600x3600 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -47 до +38 80 от 96 до 104 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Срок службы, лет, не менее | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 289 на ПСП «Шешма-Калейкино», зав. № 153 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0335-19 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0335-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 289 на ПСП «Шешма-Калейкино». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 28.03.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Г осударственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав
СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
МН 764-2018 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений системой количества и показателей качества нефти № 289 на ПСП «Шешма-Калейкино», ФР.1.28.2019.33324.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 289 на ПСП «Шешма-Калейкино»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
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
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 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
75655-19: Методика поверки НА.ГНМЦ.0335-19 МПСкачать4.2 Мб