Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при учётно-расчетных операциях между ОАО «АК «Транснефть» и Китайской национальной нефтегазовой корпорацией.
Описание
Измерение массы нефти проводится косвенным методом динамических измерений, реализованным с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователя плотности жидкости и системы обработки информации.
СИКН изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.
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 двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены: преобразователи расхода жидкости турбинные, измерительные преобразователи давления и температуры нефти, манометры и термометры.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройств щелевого типа (рабочее или резервное), установленных на выходном коллекторе СИКН. В БИК установлены: два поточных влагомера (рабочий и резервный), два преобразователя плотности жидкости измерительных (рабочий и резервный), два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных (рабочий и резервный), измерительные преобразователи давления и температуры нефти, манометры и термометры, ручное и два автоматических (рабочее и резервное) устройства для отбора проб нефти из трубопровода, индикатор расхода.
Блок ТПУ состоит из стационарной ТПУ 1-го разряда и эталонной поверочной установки на базе эталонного мерника 1-го разряда, и обеспечивает поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по ТПУ 1-го разряда. На входном и выходном коллекторах стационарной ТПУ установлены измерительные преобразователи давления и температуры нефти.
Поверка стационарной ТПУ 1-го разряда производится по эталонной поверочной установке на базе мерника 1-го разряда.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: контроллеры измерительные с «горячим» резервированием, которые осуществляют сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; пять автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора на базе персонального компьютера с аттестованным программным обеспечением (АРМ оператора СИКН (основное и резервное), АРМ оператора приемо-сдаточного пункта, АРМ оператора местного диспетчерского пункта, АРМ
Лист 2
Листов 4 оператора химико-аналитической лаборатории), оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения знаков поверки, в виде оттисков поверительных клейм или наклеек, на средства измерений, входящих в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение в автоматическом режиме массы брутто и объемного расхода нефти;
- измерение в автоматическом режиме температуры, давления, влагосодержания и плотности нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной ТПУ 1-го разряда;
- контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода жидкости турбинных по контрольно-резервному;
- поверку стационарной поверочной установки по эталонной установке на базе эталонного мерника 1-го разряда;
- ручной и автоматический отбор проб нефти, ввод в СОИ результатов лабораторных анализов проб нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
- формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об отказе системы и ее составных элементах).
Программное обеспечение
Программное обеспечение СИКН содержит средства обнаружения, обозначения и устранения сбоев и искажений, которые нарушают целостность результатов измерений. Метрологически значимое программное обеспечение СИКН защищено от случайных или непреднамеренных изменений, имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
В контроллере измерительном Floboss S600 реализованы 10 уровней доступа: от 0 (высший) до 9 (нижний). Уровень доступа определяет, какие данные разрешается изменять. Уровень 0 зарезервирован и не может быть установлен в качестве регистрационного уровня для пользователей. Алгоритмы вычислений контроллера измерительного аттестованы (свидетельство № 1551014-06 от 12.12.2006 г., ФГУП «ВНИИР»).
В программном комплексе автоматизированного рабочего места оператора используется система разграничения доступа к различным функциям, настройкам, влияющим на целостность результатов измерений, с 6 уровнями доступа: от уровня «Гость» (самый низкий уровень доступа - просмотр, не требующий ввода пароля) до уровня «Администратор» (режим разработчика).
Идентификационные данные программного обеспечения (ПО):
| Идентификационное наименование ПО | Идентификационный номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| АРМ оператора «Cropos» | 1.0.2.2 | 254EAD75 | CRC32 |
| Floboss S600 | 05.42 | 8D830A6A | CRC32 |
Технические характеристики
Рабочая среда
нефть по ГОСТ Р 51858;
от 600 до 2100;
от 489 до 1858,5;
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
Диапазон измерений температуры, °С
от - 6 до +40;
от 0,22 до 4,0;
от 815 до 885;
±0,2;
±0,5;
Диапазон измерений давления, МПа
Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %
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
| Наименование (номер по Г осреестру средств измерений) | Кол. (шт.) |
| Контроллер измерительный Floboss S 600 (№ 38623-08) | 3 |
| Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM 10” (№ 16128-10) | 3 |
| Влагомер нефти поточный УДВН-1пм (№ 14557-05) | 2 |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный мод. 7835 (№ 15644-06) | 2 |
| Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 (№ 15642-06) | 2 |
| Преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-04) | 8 |
| Датчик температуры 644 (№ 39539-08) | 10 |
| Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (№ 20054-06) | 1 |
| Устройство пробозаборное щелевого типа по ГОСТ 2517 | 1 |
| Автоматический пробоотборник Cliff Mock True Cut 2” | 2 |
| Ручной пробоотборник «Стандарт-Р» | 1 |
| Манометр МПТИ (№ 37047-08) | 8 |
| Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (№ 303-91) | 8 |
| Автоматизированное рабочее место оператора | 5 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Паспорт | 1 |
Поверка
осуществляется по Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 01.10.2010 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
Основное поверочное оборудование:
- поверочная установка 1 разряда по ГОСТ Р 8.510;
- 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
Выполнение измерений массы нефти производят в соответствии с методикой измерений регламентированной в документе МН 002-2010 «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда», аттестованной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика», ФР.1.29.2010.06949.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
