Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного определения количества и показателей качества товарной нефти на приемо-сдаточном пункте (далее - ПСП) «Холмогоры» УПСН ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» при её сдаче на НПС «Холмогоры» Ноябрьскому УМН АК «Транснефть» АО «Транснефть-Сибирь».
Описание
СИКН реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - массовый преобразователь расхода, МНР). Принцип действия СИКН заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры, плотности, влагосодержания.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКН входят:
- блок измерительных линий №1 (БИЛ-1): 4 рабоче-резервные линии (Ду 150 мм), рабоче-контрольная измерительная линия (Ду 150 мм);
- блок измерительных линий №2 (БИЛ-2): 4 рабоче-резервные линии (Ду 150 мм)
- блок измерений показателей качества (БИК), расположен в отдельном блоке здания
БИЛ-1;
- стационарная трубопоршневая поверочная установка (ТПУ), установленная в здании
БИЛ-1;
- входной и выходной коллекторы (Ду 700 мм);
- узел контроля наличия газа на входном коллекторе индикатор фазового состояния
(ИФС);
- блок фильтров (БФ);
- узел подключения передвижной поверочной установки;
- система обработки информации (СОИ).
СОИ включает в состав два идентичных комплекта комплексов измерительновычислительных сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» (далее - ИВК «Octopus»), один комплект в работе, другой - в «горячем» резерве. Каждый комплект ИВК «Octopus» включает в себя устройство сопряжения с объектом (УСО) и IBM совместимый компьютер в промышленном корпусе и прикладным ПО. Для увеличения числа входных каналов для МНР в состав ИВК «Octopus» каждого комплекта входит дополнительное УСО (ИВК «Octopus» 1.1 - основное УСО, ИВК «Octopus» 1.2 -дополнительное УСО и ИВК «Octopus» 2.1 - основное УСО, ИВК «Octopus» 2.2 -дополнительное УСО). Оба комплекта ИВК установлены в шкаф обработки информации в операторной, и представляют собой компьютерную систему для преобразования параметров давления, температуры, плотности, расхода и влагосодержания нефти с последующим расчетом массы и формированием оперативных, сменных, суточных, месячных отчетов о количестве и качестве перекаченной нефти. В шкафу обработки информации установлен монитор, клавиатура и «мышь» для работы с ИВК. Переключение отображения информации с одного комплекта ИВК на другой ИВК осуществляется с помощью устройства переключения устройств ввода/вывода, расположенным в шкафу.
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы и массового расхода нефти, проходящей через БИЛ №1 и БИЛ №2, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности и влагосодержания нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- автоматический контроль метрологических характеристик рабочих МПР по рабоче-контрольному МПР;
- автоматический контроль метрологических характеристик рабочих МПР и рабоче-контрольного МПР по ТПУ;
- автоматическое проведение поверки рабочих МПР и рабоче-контрольного МПР по
ТПУ;
- автоматическое проведение контроля метрологических характеристик плотномера по резервному плотномеру;
- проведение контроля метрологических характеристик плотномеров по ареометру;
- защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;
- автоматический и ручной отбор пробы в БИК;
- измерение плотности и влагосодержания нефти;
- определение наличия свободного газа в нефти;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа;
- технологическая блокировка насосов внешней откачки (НВО) при превышении влагосодержания в продукте по истечении регламентированной временной задержки;
- технологическая блокировка насосов внешней откачки (НВО) при наличии свободного газа более 51% на ИФС № 1 и ИФС№ 2 одновременно.
Средства измерений, а так же другие технические средства в составе СИКН перечислены в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
| № п/п | Наименование СИ | Кол-во, шт. | Номер в реестре |
| Блок измерительных линий |
| 1 | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 400М | 9 | 45115-10 |
| 2 | Датчик температуры 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 9 | 39539-08 |
| 3 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG | 9 | 14061-10 |
| Блок измерений качества |
| 1 | Преобразователь плотности жидкости мод.7835 | 2 | 15644-06 |
| 2 | Влагомер нефти поточный УДВН-1пм | 2 | 14557-10 |
| 3 | Счетчик турбинный Норд-40М | 1 | 5638-02 |
| 4 | Ручной пробоотборник по ГОСТ 2517 | 2 | - |
| 5 | Автоматический пробоотборник «Пульсар АП1-6,3» | 3 | - |
| № п/п | Наименование СИ | Кол-во, шт. | Номер в реестре |
| 6 | Датчик температуры 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 1 | 39539-08 |
| 7 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| 8 | Термостатирующее устройство | 1 | - |
| 9 | Щелевое пробозаборное устройство по ГОСТ 2517 | 1 | - |
| Блок трубопоршневой поверочной установки |
| 1 | Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная | 1 | 20054-12 |
| 2 | Датчик температуры 3144 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 2 | 39539-08 |
| 3 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG | 2 | 14061-10 |
| СОИ |
| 1 | Комплексы измерительно-вычислительные сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» (ОКТОПУС») | 4 | 22753-12 |
| 2 | Автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера оборудованного ПО «Rate» | 2 | - |
| Приборы контрольно-измерительные показывающие |
| 1 | Манометры для точных измерений типа МТИ | 18 | 1844-63 |
| 2 | Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 13 | 303-91 |
| Входной коллектор |
| 1 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| Выходной коллектор |
| 1 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG | 1 | 14061-10 |
| 2 | Датчик температуры 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 | 1 | 39539-08 |
| Блок фильтров |
| 1 | Преобразователь давления измерительный dTrans р02 DELTA | 3 | 47454-11 |
| 2 | Преобразователь давления измерительный dTrans р02 | 1 | 47454-11 |
| Контроль наличия газа |
| 1 | Индикатор фазового состояния ИФС - 1В - 700 | 2 | - |
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН (Комплекс измерительно вычислительный «Octopus») обеспечивает реализацию функций СИКН. Метрологически значимая часть ПО СИКН хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО СИКН.
Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО СИКН представлены в таблицах 2 - 6.
Таблица 2 - Идентификационные данные ИВК «Octopus» 1.1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.lib |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 2.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7DB6BFFF |
| Цифровой идентификатор конфигурации ПО | CRC-32 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.lib |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 2.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7DB6BFFF |
| Цифровой идентификатор конфигурации ПО | CRC-32 |
Таблица 4 - Идентификационные данные ИВК «Octopus» 2.1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.lib |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 2.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7DB6BFFF |
| Цифровой идентификатор конфигурации ПО | CRC-32 |
Таблица 5 - Идентификационные данные ИВК «Octopus» 2.2
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.lib |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 2.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7DB6BFFF |
| Цифровой идентификатор конфигурации ПО | CRC-32 |
Таблица 6 - Идентификационные данные АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 2.3.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6D270DB |
| Метод определения цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Идентификация ПО СИКН осуществляется путем отображения на экране ИВК «Octopus» структуры идентификационных данных. Часть этой структуры представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму).
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКН для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКН обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Шкафы, в которых установлены ИВК «Octopus», опечатаны. ПО СИКН имеет уровень защиты «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКНС, в том числе показатели точности, представлены в таблице 7.
| Наименование | СИКН |
| Рабочая среда: | нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Массовый расход нефти через СИКН, т/ч; | от 140 до 4400 |
| Диапазон измерения объемного расхода нефти через БИК, м3/ч; | от 3,5 до 21 |
| Диапазон измерения избыточного давления нефти, МПа; | от 0,4 до 1,6 |
| Диапазон измерения температуры нефти, °С; | от плюс 10 до плюс 40 |
| Физико-химические свойства нефти: - плотность, кг/м3; - вязкость кинематическая, мм2/с; - объемная доля воды, %, не более; - массовая доля механических примесей, %, не более; - концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более; - давление насыщенных паров, мм.рт.ст., не более; - содержание свободного газа | от 800 до 860 от 3,5 до 15 1,0 0,05 900 500 не допускается |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) нетто нефти, % | ± 0,35 |
| У словия эксплуатации СИ СИКН: - температура окружающей среды, °С - в месте установки СИ БФ - в месте установки СИ БИК и БИЛ - в месте установки СОИ - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от минус 45 до плюс 40 от 10 до 28 от 15 до 25 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: напряжение, В: - силовое оборудование - технические средства СОИ - частота, Гц | 380 (+10%, -15%) 220 (+10%, -15%) 50 |
| Потребляемая мощность, В-А, не более | 40698 |
| Габаритные размеры отдельных блоков СИКН, мм, длинахширинахвысота - площадка БИЛ-1 - площадка БИЛ-2 - площадка БИК - площадка ТПУ - место установки ИВК (помещение операторной) - площадка БФ | 18000x18000x3700 15000x15000x3700 12000x3048x3700 12000x5600x3700 10000x3200x3000 5540x3200x3740 |
| Масса СИКН, кг, не более: | 54500 |
| Средний срок службы, лет, не менее: | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, установленную на здании БИЛ-1, методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН представлена в таблице 8.
Таблица 8 - Комплектность
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры», зав № 1 | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры». Паспорт | 1 экз. |
| МП 7-311229-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры». Методика поверки» | 1 экз. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти №531 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 7-311229-2015 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры». Методика поверки», утвержденному ООО Центр метрологии «СТП» 28 августа 2015 г.
Основные средства поверки:
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;
- калибратор многофункциональный MC5-R с HART модулем: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25мА, пределы допускаемой основной погрешности ±(0,02% показания + 1мкА); предел измерений количества импульсов 9999999; диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от
0,0028 Гц до 50кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности ±0,01%.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика (метод) измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 531 ОАО «Газпромнефть Ноябрьскнефтегаз», регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2014.16854.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры»
ГОСТ Р 51858-2002 ГСИ. Нефть. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
62613-15: Описание типа СИСкачать95.4 Кб