Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти».
Описание
СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг» (г. Уфа), из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 01.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений - с помощью расходомеров массовых.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из четырех рабочих, одной резервной и одной контрольно-резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):
- расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass F DN 150 и вторичным электронным преобразователем 83 (№15201-07);
- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10);
- преобразователь измерительный 644 (№14683-09) в комплекте с
термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-11);
- 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, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
- два преобразователя плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-06);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (№14557-10);
- два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7829 (№15642-06);
- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10);
- два преобразователя измерительных 644 (№14683-09) в комплекте с
термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-11);
- две системы смешивания и отбора проб Clif Mock True Cut С-22;
- пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р» с диспергатором;
- манометр и два термометра для местной индикации давления и температуры;
Блок ТПУ состоит из установки трубопоршневой поверочной двунаправленной Smith Meter ® «Bi-Di Prover» заводской №9893-PR-01, с диапазоном измерений от 40 м3/ч до 400 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности 0,05% при поверке установкой поверочной на базе весов ОГВ или образцовых мерников 1-го разряда,
пределами допускаемой относительной погрешности 0,10% при поверке посредством передвижной поверочной установки 1 разряда, в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИК и обеспечивает проведение поверки и контроль метрологических расходомеров массовых.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: четыре контроллера измерительных FloBoss модели S600+ (Госреестр № 38623-11) осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора (далее - АРМ) основное и резервное на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных 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), плотности (кг/м3), вязкости (сСт) нефти, 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 расходомеров массовых по стационарной поверочной установке в комплекте с поточным перобразователем плотности;
- поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Программное обеспечение
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 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 програмный комплекс «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 програмный комплекс «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.
Лист № 3
Всего листов 5
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО, входящего в состав СИКН:
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Идентификационный номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| АРМ оператора | Программный комплекс «Cropos» | 1.37 | DCB7D88F | CRC32 |
| Конфигурационный файл контроллера измерительного FloBossS600+(I) | SalPovl | 213 | 3807 | CRC16 |
| Конфигурационный файл контроллера измерительного FloBossS600+(II) | SalPov2 | 216 | acf5 | CRC16 |
| Конфигурационный файл контроллера измерительного FloBossS600+(III) | Salavat | 135 | 464d | CRC16 |
| Конфигурационный файл контроллера измерительного FloBossS600+(IV) | Salavat | 135 | 464d | CRC16 |
Технические характеристики |
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Рабочий диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 193,06 до 890,16 |
| Рабочий диапазон температуры нефти, оС | от 2,6 до 28,0 |
| Рабочий диапазон давления, МПа | от 0,4 до 1,6 |
| Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 | от 839,4 до 902,8 |
| Рабочий диапазон вязкости нефти, сСт | от 14,6 до 70,0 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, оС | ±0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % | ±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
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 № 425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ. Методика поверки». НА.ГНМЦ.0017-12 МП
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0017-12 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ. Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 05.12.2012 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- установка поверочная на базе весов ОГВ или образцовых мерников 1-го разряда, либо передвижная поверочная установка 1 разряда по ГОСТ Р 8.510-2002;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);
- плотномер МД-02 (Госсреестр № 28944-08);
- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);
- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).
Сведения о методах измерений
«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ, утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 20.06.2012 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2012.12673.
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», утвержденны приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69.
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.
