Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз», зав. №1 (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного определения количества нефти и показателей качества при ведении коммерческого учета товарной нефти, поступающей от ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз» и подлежащей сдаче в магистральный трубопровод «ВСТО» ООО «Востокнефтепровод» ОАО АК «Транснефть».
Описание
СИКН реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). 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 фильтров (далее - БФ);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ, состоящий из двух блоков БИЛ1 и БИЛ2;
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- устройство пробозаборное (далее - УП);
- блока поверочной установки (далее - ПУ)
- система обработки информации (далее - СОИ).
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 контрольно-резервного 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 (далее - ПО)
ПО СИКН (Контроллер измерительный FloBoss S600 и программируемый логический контроллер Allen Bredley SLC-500) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая 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. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса).
Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Таблица 1
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО СИКН Floboss (SN:17417579) | 88Е99652,67А5-А1ЕА-Е | 5.42 | d841-00000 | CRC 32 |
| ПО СИКН Floboss (SN: 17417443) | 88Е99652,67А5-А1ЕА-Е | 5.42 | d841-00000 | CRC 32 |
Идентификация ПО СИКН осуществляется путем отображения на мониторе опера-
торской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СИКН, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
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) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО СИКН имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010
Средства измерений и их основные технические характеристики, а так же другие технические средства в составе СИКН соответствуют Таблице 2
Таблица 2
| №п/п | Наименование СИ и технических средств | Кол-во, шт. | Номер в реестре |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Приборы контрольно-измерительные показывающие |
| 1 | Манометр показывающий для точных измерений МПТИ | 12 | 26803-06 |
| 2 | Манометры технические МП-3-Уф, ТМ5, МП3-УУ2, МП4-УУ2, МП4-Уф | 18 | 25913-08 27227-05 10135-05 |
| 3 | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, | 11 | 303-91 |
| БФ |
| 1 | Преобразователь перепада давления измерительный 3051 CD | 3 | 14061-04 |
| БИЛ |
| 1 | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели DS600, | 3 | 13425-06 |
| 2 | Преобразователь измерительный 644(Pt100 по ГОСТ Р 8.625) | 3 | 14683-04 |
| 3 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG, | 4 | 14061-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| БИК |
| 1 | Преобразователь измерительный 644, (Pt100 по ГОСТ Р 8.625) | 2 | 14683-04 |
| 2 | Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG, | 2 | 14061-04 |
| 3 | Преобразователь плотности жидкости мод.7835 | 1 | 15644-06 |
| 4 | Влагомер нефти поточный УДВН-1пм, | 2 | 14557-05 |
| 5 | Прибор УОСГ-100СКП, | 1 | 16776-06 |
| 6 | Расходомер UFM 3030, | 2 | 13897-03 |
| 7 | Термостатируемый цилиндр для измерения нефти ареометром | 1 | |
| 8 | Автоматический пробоотборник КТС «Стандарт-А» | 2 | |
| 9 | Пробоотборник для ручного отбора с диспергатором «Стан-дарт-Р» | 1 | |
| ПУ |
| 1 | Компакт-прувер 18'' фирмы «Daniel» в комплекте с компаратором | 1 | 27778-04 |
| Блок поверочной установки |
| Турбинный расходомер МИГ-32Ш-16 | 1 | 26776-04 |
| Мерник эталонный М1Р-120 I разряда | 1 | 23700-02 |
| Ёмкость-хранилище для воды, объёмом 1,2м3 | 1 | |
| СОИ |
| 1 | Контроллер измерительный FloBoss S600 | 2 | 38623-08 |
| 2 | Программируемый логический контроллер Allen Bredley SLC-500 | 1 | 15652-04 |
| 3 | Барьеры искробезопасности серии Z фирмы Pepperl+Fuchs GmbH, Германия, мод ^Z680+ | 27 | 22152-07 |
| 4 | Операторские станции на базе компьютера Pentium IV | 2 | |
Технические характеристики
Метрологические (в том числе показатели точности) и технические характеристики СИКН приведены в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование | СИКН |
| Рабочая среда | нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Диапазон массового расхода нефти через БИЛ, т/ч | от 100,00 до 1244,00 |
| Диапазон объемного расхода нефти через БИК, м3/ч | от 0,9 до 10,0 |
| Диапазон избыточного давления нефти, МПа | от 0,2 до 1,13 |
| Диапазон температуры нефти, °С | от 5 до 30 |
| Физико-химические свойства нефти: - плотность нефти в рабочем диапазоне температур, кг/м3 - вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры, сСт - массовая доля воды, % - массовая доля механических примесей, %, не более - концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - объемная доля свободного газа - давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.) | от 830 до 870 от 10 до 40 до 0,5 0,05 100 отсутствует от 32 (265) до 66,7 (500) |
| Пределы относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Наименование | СИКН |
| Пределы относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) нетто нефти, % | ± 0,35 |
| Условия эксплуатации СИ СИКН: - температура окружающей среды, °С в месте установки СИ БФ, БИЛ и ПУ в месте установки СОИ, БИК - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от 5 до 35 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, Вт, не более | 110 940 |
| Габаритные размеры блок-боксов СИКН, мм, дли-нахширинахвысота - блок-бокс БФ - блок-бокс БИЛ - блок-бокс БИК - блок-бокс ПУ | 6800х4960х3500 12000x6000x3500 12000x2800x3500 12000x3000x3100 |
| Масса, кг, не более: - блок-бокс БФ - блок-бокс БИЛ - блок-бокс БИК - блок-бокс ПУ | 23500 39900 17600 22000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на маркировочную табличку «Система измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз», методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом в левом верхнем углу.
Комплектность
Комплектность СИКН соответствует таблице 4.
Таблица 4
| № n/n | Наименование | Кол-во |
| 1 | Система измерений количества и показателей качества нефти №566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз», зав.№1 В комплект поставки входят: Контроллер измерительный FloBoss S600 и программируемый логический контроллер Allen Bredley SLC-500, операторские станции на базе компьютера Pentium IV, первичные и промежуточные измерительные преобразователи, кабельные линии связи, сетевое оборудование. | 1 экз. |
| 2 | Система измерений количества и показателей качества нефти №566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз». Паспорт | 1 экз. |
| 3 | Инструкция. ГСОЕИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз». Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 47979-11 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 29.04.2011 г.
Основные средства поверки:
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;
- установка поверочная СР фирмы «Emerson Process Management/Daniel Measurement and Control Inc.» с диапазоном измерений: 79,4 до 794 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности:
- при поверке объемных расходомеров счетчиков и ТПУ 2-го разряда ± 0,05%;
- при поверке массомеров ± 0,09%;
- преобразователь плотности жидкости модели 7835В с диапазоном измерений: 7001100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,30 кг/м3;
Допускается применять аналогичные по назначению средства поверки, если их метрологические характеристики не уступают вышеуказанным средствам поверки.
Сведения о методах измерений
« Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз», регистрационный номер ФР1.29.2008.04731 в Федеральном реестре методик измерений.
Нормативные документы
1. «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества неф
ти №566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз» Методика поверки»;
2. Техническая документация фирмы ОАО «Нефтеавтоматика».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
