Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП «Чернушка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти при учётных операциях между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и Арланским НУ ОАО «Уралсибнефтепровод».
Описание
СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 60.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.
Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений - с помощью счетчиков-расходомеров массовых и системы обработки информации.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока поверочной установки (далее -ПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из двух блоков БИЛ1 и БИЛ2. В состав БИЛ1 входят две рабочие линии, в состав БИЛ2 - одна контрольно-резервная. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF400 (№ 13425-01);
- преобразователей давления измерительных 3051 TG фирмы «Fisher-Rosemount MFG GmbH & Co. OHG» (№ 14061-04);
- преобразователей измерительных 644 к датчикам температуры фирмы «Fisher-Rosemount» (№ 14683-00);
- термопреобразователей сопротивления платиновых серии 65 фирмы «EMERSON Process Management/ ROSEMOUNT Temperature GmbH» (№ 22257-01);
- 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 по ГОСТ 2517-85 (изм. № 1), установленное на входном коллекторе СИКН. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (номер по Госреестру):
- влагомеры поточные модели L фирмы «Phase Dynamics, Inc.» (№ 25603-03);
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели R100S фирмы «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount» (№ 13425-01);
- система автоматического отбора проб серии «С» Clif Mock с диспергатором;
- преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным в БИЛ;
- ручное пробоотборик «Стандарт-Р».
Блок ПУ состоит из установки поверочной типа СР-М фирмы «Emerson/Daniel» (Госреестр № 27778-04) в комплекте с поточным преобразователем плотности модели 7835,
Лист № 2
Всего листов 5 турбинным преобразователем расхода серии «Parity» DN 150, преобразователями давления и температурыи, обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых.
В состав СОИ входят:
- контроллеры измерительные ROC/FloBoss модели FloBoss S600 фирмы «Emerson Process Management/ Fisher Controls International Inc./ Daniel Europe Ltd.» (Госреестр № 14661-02) со встроенным программным обеспечением (далее - ПО), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных;
- комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе PLC фирмы «Rockwell Automation Allen-Bradley» (№ 15652-04);
- 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 массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), содержания воды в нефти (%);
- вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик массомеров по стационарной поверочной установке типа CP-M или по передвижной поверочной установки;
- поверку стационарной поверочной установки на базе мерника;
- автоматический отбор проб нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Программное обеспечение
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительных ROC/FloBoss модели FloBoss S600 (далее - контроллеров), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относятся архив «vxworks.bin.05.bin», характеризующий операционную систему контроллера. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров измерительных FloBoss S600 № 1551014-06, выдано ФГУП ВНИИР 12.12.2006г.
К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Cropos», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров СИКН, прием и обработку управляющих команд оператора, произведение вычислительных операций, построение трендов и формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного комплекса «Cropos» № 01.00284-2010-007/04-2012, выдано ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань от 20.06.2012г. К метрологически значимой части ПК «Cropos» относятся файл «poverka.exe», реализующий расчеты, производимые при поверке и КМХ массовых преобразователей расхода, установленных на СИКН, согласно МИ 3272-2010, а также файл «Doc.exe», реализующий ввод значений параметров нефти по результатам анализа пробы нефти в химико-аналитической лаборатории, вычисление на их основе массы нетто нефти за отчетный период, формирование отчетной документации.
Лист № 3
Всего листов 5
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 «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Идентификационные данные программного обеспечения, входящего в состав СИКН:
| Идентификационное наименование ПО | Идентификационный номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Другие идентификационные данные | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| poverka.exe | | B92874C3 | - | CRC32 |
| doc.exe | | CA63B1E6 | - | CRC32 |
| vxworks.bin.05.bin | 05.42 | da4893871cc4 13740472fb4e 11e320bc | - | MD5 |
| vxworks.bin.05.bin | 05.42 | da4893871cc4 13740472fb4e 11e320bc | - | MD5 |
Технические характеристики
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002; |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 157 до 700; |
| Рабочий диапазон температуры нефти, оС | от 10 до 30; |
| Рабочий диапазон давления, МПа | от 0,3 до 4; |
| Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 | от 865 до 904; |
| Рабочий диапазон вязкости нефти, мм2/с | от 9,8 до 40; |
| Массовая доля воды в нефти, %, не более | 1,0; |
| Массовая доля механических примесей в нефти, %, не более | 0,05; |
| Массовая концентрация хлористых солей, в нефти мг/дм3, не более 900; |
| Массовая доля парафина, %, не более | 6; |
| Массовая доля серы, %, не более | 3,5; |
| Давление насыщенных паров, кПа, не более | 66,7; |
| Содержание свободного газа, % | отсутствует. |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности | ± 0,2; |
| измерений температуры, оС | |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности | |
| измерений давления, % | ± 0,5; |
| Пределы допускаемой относительной погрешности | |
| измерений массы брутто нефти, % | ±0,25. |
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 № 380 на ПСП «Чернушка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Методика поверки» НА.ГНМЦ.044-13 МП.
Поверка
осуществляется по Инструкции НА.ГНМЦ.044-13 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП «Чернушка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 20.12.2013 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- поверочная установка 1 или 2 разряда по ГОСТ Р 8.510-2002;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);
- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).
Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.
Сведения о методах измерений
«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на (СИКН) ПСП «Чернушка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 28.11.2013 г.
Нормативные документы
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
осуществление торговли и товарообменных операций.
