Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП «Талаканское» АО «ВЧНГ» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматизированного определения количества и показателей качества нефти при ведении учетных операций приема-сдачи нефти между АО «ВЧНГ» и ООО «Транснефть - Восток».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, реализованного с применением счетчиков-расходомеров массовых. Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как общую массу воды, солей и механических примесей в товарной нефти. Для этого определяют массовые доли воды, механических примесей и хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу.
Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), блока поверочной установки (ПУ), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
В состав БФ входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)) и технические средства:
- три фильтра МИГ-ФБ-200-4,0;
- преобразователь давления измерительный 3051 TG (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10);
- манометры для местной индикации давления.
БИЛ состоит из двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий (ИЛ).
В состав каждой ИЛ входят следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели DS600 (далее по тексту - СРМ) (регистрационный № 13425-06);
- преобразователь давления измерительный 3051 TG (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10);
- преобразователь измерительный 644 Н (регистрационный № 14683-04) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-05 или № 22257-11) или датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08);
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
На входном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный 3051 TG (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10);
- два индикатора фазового состояния ИФС-1В-700М;
- пробозаборное устройство щелевого типа;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный 3051 TG (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10);
- преобразователь измерительный 644 Н (регистрационный № 14683-04 или № 39539-08) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-05 или № 22257-11);
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь измерительный 644 Н (регистрационный № 14683-04 или № 39539-08) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-05 или № 22257-11);
- преобразователь давления измерительный 3051 TG (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10);
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный № 15644-06);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-05);
- прибор УОСГ-100СКП (регистрационный № 16776-06);
- два расходомера UFM 3030 (регистрационный № 32562-06 и/или № 48218-11);
- два автоматических пробоотборника (рабочий и резервный) «Стандарт-А»;
- пробоотборник для ручного отбора КТС «Стандарт-Р» с диспергатором;
- термостатирующий цилиндр;
- узел подключения пикнометрической установки или эталонного плотномера;
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
В состав ПУ входят следующие СИ и технические средства:
- установка поверочная СР (регистрационный № 27778-04);
- преобразователь измерительный 3144 Р (регистрационный № 14683-04 или № 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-05 или № 22257-11);
- преобразователь давления измерительный 3051 TG (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10);
- преобразователь расхода жидкости Daniel модели S0257307-730ME, применяемый в качестве компаратора;
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
В СОИ системы входят следующие СИ и технические средства:
- два контроллера измерительных FloBoss S600+ (регистрационный № 64224-16);
- комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix D (регистрационный № 64136-16);
- преобразователь измерительный постоянного тока ПТН-Е2Н (регистрационный № 42693-09 или № 42693-15);
- два автоматизированных рабочих места (АРМ) оператора (основное и резервное). Каждое АРМ оператора имеет в своем составе персональный компьютер с программным обеспечением в комплекте с монитором, клавиатурой и принтером.
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы и массового расхода нефти, проходящей через БИЛ, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- автоматический контроль метрологических характеристик рабочих СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- автоматический контроль метрологических характеристик рабочих СРМ и контрольнорезервного СРМ по компакт-пруверу;
- защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;
- 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.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН состоит из ПО АРМ оператора и ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту - измерительных контроллеров).
ПО измерительных контроллеров относится к нижнему уровню ПО СИКН. К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл каждого измерительного контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется измерительный 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 СИКН, приема и обработки управляющих команд оператора, отображения отчетных документов, формирования трендов и журнала событий.
Конструкция СИКН исключает возможность несанкционированного влияния на ПО СИКН и измерительную информацию. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:
- Ограничением физического доступа к оборудованию СОИ СИКН. Измерительные контроллеры и системные блоки АРМ оператора расположены в запираемых шкафах, которые установлены в помещении ограниченного доступа.
- Разграничением прав доступа к СОИ СИКН для различных групп пользователей с помощью механизма ролевого доступа.
- Ведением на АРМ оператора и измерительных контроллерах журналов фиксации событий и действий пользователей.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Linux Binary.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.25 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1990 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | СЯС 16 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.41.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 16ВВ1771 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 3 -Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч | от 100 до 1244 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Характеристики измеряемой среды: - диапазон плотности, кг/м3 - диапазон давления, МПа - диапазон температуры, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - вязкость в рабочем диапазоне температур, сСт, не более - давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.) - содержание свободного газа | от 830 до 870 от 0,2 до 1,13 от +5,0 до +30,0 0,5 0,05 100 25 от 35,3(265) до 66,7 (500) отсутствует |
| Режим работы СИКН | постоянный |
| Параметры электропитания - напряжение питания сети, В - частота питающей сети, Гц | _ ; 50±0,4 |
| Средний срок службы с момента ввода в промышленную эксплуатацию, лет, не менее | 10 |
| Средняя наработка на отказ, час | 20 000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП «Талаканское» АО «ВЧНГ», заводской №01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0323-19 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0323-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП «Талаканское» АО «ВЧНГ». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 31.05.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда (компакт-прувер) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1%;
- 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
приведены в документе МН 885-2019 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №566 ПСП «Талаканское» АО «ВЧНГ», ФР.1.28.2019.34428.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП «Талаканское» АО «ВЧНГ»
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
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 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
77587-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0323-19 МПСкачать1.7 Мб