Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Основная схема учета (далее - система) предназначена для автоматического измерения массы и показателей качества нефти, поступающей по магистральному трубопроводу «Крымск-Краснодар» при проведении учетных операций между сдающей и принимающей сторонами ОАО «Черномортранснефть» и ООО «Афипский НПЗ» соответственно.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из пяти (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы брутто нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, массового расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF 400 (далее - СРМ), Госреестр № 45115-10;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП), Гос-реестр № 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, Госре-естр № 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), Госреестр № 14557-10;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-11, с преобразователями измерительными 3144P, Госреестр № 14683-09;
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации R, Госреестр № 45115-10.
В систему обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ c функцией резервирования, Гос-реестр № 38623-11, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) «Алгоритмы вычислений массы нефти контроллеров измерительных FloBoss модели S600+ на системах измерений количества и показателей качества нефти №№ 1015, 1016 на ООО «Афипский НПЗ» для основных и резервных схем учет» № 128014-13 от 17.07.2013.
- автоматизированные рабочие места оператора системы на базе системы измерительно-управляющей и противоаварийной автоматической защиты Delta V.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-11;
- манометры деформационные образцовые с условными шкалами типа МО, Госреестр № 5768-76;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-61.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением ВП;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с применением контрольного СРМ или установки трубопоршневой двунаправленной (далее - ТПУ) и ПП или передвижной ТПУ 1-го разряда и ПП;
- проведение поверки СРМ с применением ТПУ и ПП или передвижной ТПУ 1-го разряда и ПП;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллеры измерительные FloBoss модели S600+, автоматизированные рабочие места оператора системы на базе системы измерительно-управляющей и противоаварийной автоматической защиты Delta V) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы 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 системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
| Т а б л и ц а 1 - | Идентификационные данные ПО |
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Другие идентификационные данные (если имеются) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| APPLICATION SW 06.09g/09g 230712 | 06.09g/09g 230712 | SW: 33b8 | - | CRC 16 |
| APPLICATION SW 06.09g/09g 230712 | 06.09g/09g 230712 | SW: 33b8 | - | CRC 16 |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы 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. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (2 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
| Диапазон расхода через систему измерений количества и показателей качества нефти, т/ч: - минимальный - номинальный - максимальный | 40 350 480 |
| Диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт) | От 2 до 100 |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | От 790 до 930 |
| Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - при проведении измерений - при проведении поверки и КМХ | 0,2 0,4 |
| Избыточное давление, МПа: - минимально допустимое - рабочее - максимальное | 0,2 0,5 0,8 |
| Диапазон температуры, °С | От плюс 5 до плюс 35 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 6,0 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 10 |
| Массовая доля серы, %, не более | 0,6 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более | 20 |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Режим работы системы | Постоянный |
Окончание таблицы 2 — Основные метрологические и технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении расхода и массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
| Параметры электропитания: |
| - напряжение переменного тока, В | 380, 3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц |
| Климатические условия эксплуатации системы: |
| - температура окружающего воздуха, °С | От минус 20 до плюс 50 |
| - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С | От плюс 5 до плюс 25 |
| - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % | От 45 до 80 |
| - относительная влажность окружающего воздуха, % | От 45 до 80 |
| - атмосферное давление, кПа | От 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Основная схема учета, 1 шт., заводской № 1015;
- Руководство по эксплуатации «Увеличение поставки нефти на Афипский НПЗ. Узлы подключения к МН «Крымск-Краснодар», «Хадыженск-Краснодар». ПСП «Афипский НПЗ». Реконструкция»;
- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Основная схема учета. Методика поверки. МП 0054-14-2013».
Поверка
осуществляется по документу МП 0054-14-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на ООО «Афипский НПЗ». СИКН 1015. Основная схема учета. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 05 июля 2013 г.
Основные средства поверки:
- ТПУ, наибольший расход рабочей среды 1100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 % при поверке с применением эталонной ПУ 1-го разряда;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления -нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
- установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м 3;
- рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры капилляров 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность 0,02 %, 0,01 %, 0,005 %, 0,008 %, 0,007 %;
- установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 1,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,02%;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5x10’4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5x108 имп.
Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на ПСП Афипский НПЗ. Узел подключения к МН «Крымск-Краснодар». Основная схема учета» (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2008/349014-12 от 17 декабря 2012 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.14295).
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.»
3 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
Рекомендации к применению
