Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 351 на ППСН «Чекмагуш» НГДУ «Чекмагушнефть» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного определения массы нефти.
Описание
Измерения массы нефти выполняют косвенным методом динамических измерений -с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователей давления и температуры, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), стационарной поверочной установки, узла подключения поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из трех рабочих и одной резервной измерительных линий.
В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):
- преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM (№ 16128-01);
- преобразователь измерительный 644 к датчикам температуры (№ 14683-00) с термопреобразователем сопротивления платиновым 65 (№ 22257-01);
- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-04);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
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.
В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (номер по Госреестру):
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (№ 15644-01);
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 (№ 15642-01);
- влагомеры поточные модели L (№ 25603-03);
- счетчик нефти турбинный МИГ в качестве индикатора расхода нефти с диапазоном измерений от 1,6 до 8 м /ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 5 %;
- пробоотборники автоматические Clif Mock;
- преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным в БИЛ.
Блок ТПУ состоит из установки трубопоршневой поверочной двунаправленной (Госреестр № 12888-99) в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИЛ и обеспечивает проведение поверки и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных.
В состав СОИ входят:
- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (Госреестр № 38623-11) со встроенным программным обеспечением (далее - ПО), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных;
- автоматизированные рабочие места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos»), оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объемного расхода рабочей среды в рабочем диапазоне расходов по измерительной линии и в целом по СИКН;
- автоматическое измерение температуры, давления, плотности рабочей среды и влагосодержания в рабочей среде;
- автоматическое вычисление массы брутто нефти по результатам измерений объемного расхода, плотности, температуры и давления нефти;
- вычисление СОИ массы нетто нефти с использованием результатов измерений в БИК и в химико-аналитической лаборатории содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной или передвижной поверочной установке;
- автоматический отбор объединенной пробы рабочей среды;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи, паспортов качества.
Программное обеспечение
ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров), свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011 г. ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». 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 ПО ПК «Cropos», выполняющее 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. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-031/04-2012 от
04.06.2012 ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО ПК «Cropos» относится файл «metrology.dll».
В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:
- разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей;
- ведением внутреннего журнала фиксации событий.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р.50.2.077-2014.
Лист № 3 Всего листов 5
Идентификационные данные контроллеров измерительных FloBoss S600+
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | GHEKMA0714 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 299 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6c03 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
| Идентификационные данные ПК «Gropos» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Cropos» |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 1.37 |
| Цифровой идентификатор ПО | DCB7D88F |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Технические характеристики | |
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002; |
| Диапазон измерений объемного расхода нефти, м /ч | от 200 до 600; |
| Рабочий диапазон температуры нефти, оС | от 15 до 30; |
| Рабочий диапазон давления нефти, МПа | от 0,213 до 1,6; |
| Рабочий диапазон плотности нефти при 20 оС, кг/м3 | от 870,1 до 895,0; |
| Рабочий диапазон плотности нефти при 15 оС, кг/м3 | от 873,6 до 898,4; |
| Рабочий диапазон кинематической вязкости, мм /с, не более | 40; |
| Массовая доля воды в нефти, %, не более | 0,5; |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры |
| нефти, оС | ± 0,2; |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления |
| нефти, % | ± 0,5; |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений | плотности |
| нефти, кг/м3 | ± 0,3; |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы |
| брутто нефти, % | ±0,25; |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы |
| нетто нефти, % | ±0,35. |
Знак утверждения типа | |
| Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации |
| СИКН типографским способом. | |
Комплектность | |
| 1. Единичный экземпляр СИКН в составе согласно | инструкции по эксплуатации |
| СИКН. | |
| 2. Инструкция по эксплуатации СИКН. | |
| 3. Инструкция. «ГСИ. Система измерений количества | и показателей качества нефти |
№ 351 на ППСН «Чекмагуш» НГДУ «Чекмагушнефть». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0064-2014 МП.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0064-14 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 351 на ППСН «Чекмагуш» НГДУ «Чекмагушнефть». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 29.12.2014 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ Р 8.510-2002;
- устройство поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа «УПВА - Эталон» (Госреестр № 45409-10);
- рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002;
- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);
- калибратор давления портативный Метран 501-ПКД-Р (Госреестр № 22307-09).
Сведения о методах измерений
«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей нефти №351 на ППСН «Чекмагуш», ФР.1.29.2011.11290.
Нормативные и технические документы, распространяющиеся на систему измерений количества и показателей качества нефти № 351 на ППСН «Чекмагуш» НГДУ «Чекмагушнефть»
1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
2. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденные приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69
Рекомендации к применению
При осуществлении торговли.
60597-15: Описание типа СИСкачать77.8 Кб