Система измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса "Юрий Корчагин"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений и контроля массового расхода, массы, давления, температуры, плотности и влагосодержания нефти, выработки сигналов управления и регулирования, выполнения функций сигнализации, а также накопления, регистрации и хранения информации об измеряемых технологических параметрах.

Система установлена на плавучем нефтехранилище «Ю. Корчагин» морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин» (далее - МПК), территориально расположенного в Российском секторе северной части Каспийского моря.

Система применяется при проведении измерений и учета нефти, по качеству соответствующей ГОСТ Р 51858-2002, поступающей на МПК по подводному нефтепроводу с морской ледостойкой стационарной платформы нефтяного месторождения им. Ю. Корчагина и отгружаемой с МПК в танкеры челноки для транспортировки.

Описание

Принцип действия системы состоит в получении измерительной информации с помощью измерительных преобразований, обработки результатов измерений, индикации, регистрации результатов измерений и результатов их обработки.

При измерении массы нефти реализован прямой метод динамических измерений с использованием счётчиков-расходомеров массовых.

Система конструктивно состоит из следующих модулей:

- технологический модуль поступающей нефти;

- технологический модуль отгружаемой нефти;

- блок обработки информации и управления.

Каждый технологический модуль представляет собой закрытый блок-бокс помещение с размещенными внутри технологическими блоками, оснащенными первичными измерительными преобразователями измерительных каналов, а также вспомогательным технологическим и электрическим оборудованием - фильтрами, насосами, регулирующими клапанами и электроприводными задвижками и т.д. Технологические модули оборудованы системой обогрева, вентиляции и кондиционирования, системой освещения, детекторами обнаружения пожара и загазованности, устройствами пожаротушения. Детекторы обнаружения пожара и загазованности, а также устройства пожаротушения интегрированы в соответствующие судовые системы плавучего нефтехранилища перегрузочного комплекса.

Блок обработки информации и управления (далее - БОИ) состоит из четырех стандартных шкафов фирмы «Rittal» со смонтированными в них контроллерами измерительными FloBoss S600 (номер в Госреестре СИ РФ 38623-08), искробезопасными барьерами, коммуникационным оборудованием, компьютерами диспетчерского управления и другим оборудованием. Также блок обработки информации и управления включает устройства печати, удаленное рабочее место оператора и источник бесперебойного питания с батареями.

Технологические модули поступающей и отгружаемой нефти соединены с БОИ кабельными линиями связи.

В составе системы имеются следующие измерительные каналы, применяемые в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений:

- измерительный канал массового расхода и массы отгружаемой нефти - 3 шт.;

- измерительный канал избыточного давления отгружаемой нефти - 3 шт.;

- измерительный канал температуры отгружаемой нефти - 3 шт.;

- измерительный канал плотности в блоке измерений параметров качества

( далее - БИК) отгружаемой нефти - 1 шт.;

- измерительный канал влагосодержания отгружаемой нефти - 1 шт.;

- измерительный канал избыточного давления в БИК отгружаемой нефти - 1 шт.;

- измерительный канал температуры в БИК отгружаемой нефти - 1 шт.;

- измерительный канал плотности нефти в поверочной установке - 1 шт.;

- измерительный канал температуры в поверочной установке - 3 шт.;

- измерительный канал избыточного давления в поверочной установке - 2 шт.;

- измерительный канал массового расхода и массы поступающей нефти - 2 шт.;

- измерительный канал избыточного давления поступающей нефти - 2 шт.;

- измерительный канал температуры поступающей нефти - 2 шт.

Остальные измерительные каналы в составе системы являются вспомогательными и находятся вне сфер государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Поверочная установка (ПУ), предусмотренная для проверки (определения) метрологических характеристик измерительных каналов массового расхода и массы, выполнена на основе установки трубопоршневой SYNCROTRAK S-35 (далее - ТПУ) (номер в Госреестре СИ РФ 28232-04).

В системе предусмотрена многоступенчатая защита от несанкционированного доступа к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и баз данных, ведение журналов событий системы). Пломбировка системы осуществляется путем пломбировки средств измерений, измерительных преобразователей и оборудования. Схемы пломбировки системы соответствуют рекомендациям МИ 3002-2006.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) системы разделено на встроенное и внешнее.

Встроенное ПО, реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600 (свидетельство об аттестации № 1551014-06 от 12.12.2006, выдано ФГУП «ВНИИР»), хранит все процедуры, функции и подпрограммы, для автоматизированного выполнения функций сбора, обработки, отображения, регистрации и хранения информации по результатам измерений количества и параметров нефти.

Внешнее ПО, реализованное на базе прикладной программы Citect SCADA и установленное на компьютерах диспетчерского управления, служит для отображения данных, полученных с контроллеров измерительных FloBoss S600, их систематизации, архивирования и передачи результатов измерений в компьютерную сеть.

Идентификационные данные внешнего ПО в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1

Для защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в системе используется многоуровневая система защиты, которая реализована на основе разграничения прав пользователей и паролей. Каждому пользователю присваивается уровень защищенного доступа и пароль. Для редактирования системных конфигураций системы требуется специальное программное обеспечение.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Диапазон измерений - массового расхода отгружаемой нефти, т/ч.....................................................от 80 до 1260

- массового расхода поступающей нефти, т/ч......................................................от 29 до 350

Диапазон измерений избыточного давления нефти, кПа ............................................ от 0 до 1600

Диапазон измерений температуры нефти, °С................................................................... от 0 до 75

Диапазон измерений температуры планки с оптическими переключателями ТПУ, °С.......................................................... от 0 до 75

Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3............................................................ от 300 до 1100

Диапазон измерений влагосодержания нефти, об. %...................................................... от 0 до 10

Максимальный расход ТПУ, м3/ч................................................................................................795

Номинальный объем ТПУ, дм3 ...................................................................................................94,6

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода нефти, %..................................................................................± 0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы брутто нефти при доверительной вероятности 0,95, %..................................................................................................................± 0,25

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления нефти, %.................................................................................................± 0,25

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, °С............................................................................................± 0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры планки с оптическими переключателями ТПУ, °С................................................................................± 0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений влагосодержания нефти

- при измерениях объемной доли воды в диапазоне от 0 до 4 %, %

- при измерениях объемной доли воды в диапазоне от 4 до 10 %, %

Пределы допускаемой относительной погрешности ТПУ при воспроизведении объема, %.....................................................................................± 0,05

Рабочие условия эксплуатации

для оборудования в помещениях технологических модулей

- диапазон температуры окружающего воздуха, °С...................................от 15 до 25

- относительная влажность окружающего воздуха, %, при 30 °С и ниже без конденсации влаги...............................................не более 95

- диапазон атмосферного давления, кПа..............................................от 84 до 106,7

- класс взрывоопасной зоны по ПУЭ............................................................. В-1а

- категория и группа взрывоопасной смеси...................................................IIA-T3

для блока обработки информации и управления

- диапазон температуры окружающего воздуха, °С....................................от 15 до 30

- относительная влажность окружающего воздуха, % в диапазоне рабочих температур.........................................................не более 95

- диапазон атмосферного давления, кПа..............................................от 84 до 106,7

Напряжение питающей электросети, В......................................................(380; 220) -10%

Частота переменного тока, Гц........................................................................(50 ±0,4)

Потребляемая мощность, кВА, не более.................................................................. 120

Габаритные размеры модулей

- модуль поступающей нефти ВхШхД, мм, не более........................... 3600x4000x9000

- модуль отгружаемой нефти ВхШхД, мм, не более........................... 3600x8000x15000

- блок обработки информации и управления ВхШхГ, мм, не более.........2175x1615x1215

Масса модулей

- модуль поступающей нефти, кг, не более

- модуль отгружаемой нефти, кг, не более

- блок обработки информации и управления, кг, не более

Срок службы, лет, не менее

Среднее время наработки на отказ, ч..................................................................40 000

Условное давление оборудования.......................................................ANSI 150 (1,6 МПа)

Измеряемая среда..............................................................нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Режим измерений поступающей нефти..................................................... непрерывный

Режим измерений отгружаемой нефти.................................................... периодический

Основные характеристики измерительных каналов системы, применяемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, приведены в таблице 2.

Таблица 2

Продолжение таблицы 2

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносят типографским способом в верхней части титульного листа руководства по эксплуатации и формуляра.

Комплектность

В комплект системы входят: система измерений количества и показателей качества нефти, включающая технологический модуль поступающей нефти, технологический модуль отгружаемой нефти, блок обработки информации и управления, кабельные линии связи; комплект ЗИП; программное обеспечение на CD; комплект эксплуатационной документации, методика поверки.

Поверка

осуществляется по документу МЦКЛ.0027.МП «Система измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин», заводской № 5096. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 24.05.2013 г.

Основные средства поверки:

- установка пикнометрическая H&D Fitzgerald Ltd, диапазон измерений плотности от 700 до 1600 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,1 кг/м3;

- мерник металлический эталонный 1 разряда, типа М, номинальный объем - 94,6 дм3, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,02 %;

- расходомер жидкости турбинный, максимальный расход 1350 м3/ч, динамический диапазон измерений расхода 10:1, пределы относительной погрешности не более ± 0,15 %;

- калибратор давления DPI 615, диапазон задания давления от 0 до 70 МПа, пределы допускаемой приведенной погрешности ± 0,025%;

- калибратор многофункциональный MCX II-R, диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы основной допускаемой погрешности ± (0,02% показаний + 1,0 мкА);

- цифровой калибратор температуры ATC-R, диапазон задания температуры от минус 27 до плюс 150 °С, пределы абсолютной погрешности от ±0,04 до ±0,1 °С.

Сведения о методах измерений

изложена в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин», ФР.1.29.2013.14859.

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»;

2 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»;

3 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»;

4 ГОСТ 51330.0 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования»;

5 Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденные приказом Минпромэнерго России от 31.03. 2005 г. № 69;

6 Техническая документация фирмы изготовителя.

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.