Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти на УКПН «Шешма» (далее
- СИКН) предназначена для автоматического коммерческого учета товарной нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - МНР). Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Конструктивно СИКН состоит из входного и выходного коллекторов, блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее -БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ) и места подключения установки трубопоршневой поверочной стационарной «ОЗНА-Прувер С-0,05» модели 280. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
На входном коллекторе СИКН установлены следующие средства измерений (далее -СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- датчик давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09);
- манометр для местной индикации давления.
БИЛ состоит из двух рабочих измерительных линии (далее - ИЛ).
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion (регистрационный № 13425-06 или 45115-16);
- датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08);
- датчика давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09);
- датчик давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32852-13) для идентификации разности давления на фильтре;
- фильтр;
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный № 15644-06);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-10);
- расходомер UFM 3030 (регистрационный № 32562-09);
- датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08);
- два датчика давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09);
- два пробоотборника автоматических Стандарт-А;
- пробоотборник ручной;
- места для подключения пикнометрической установки и УОСГ-100;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) МИР и поверки установки трубопоршневой поверочной стационарной по передвижной ПУ.
На входе и выходе узла подключения передвижной ПУ установлены следующие СИ и технические средства:
- два датчика температуры 644 (регистрационный номер 39539-08);
- два датчика давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09);
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе СИКН установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08);
- два датчика давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-09);
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительно-вычислительных OMNI 6000 (регистрационный № 15066-09), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора, оснащенное монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.
Поверку и КМХ МПР проводят с помощью рабочего эталона 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение объемного влагосодержания (%), плотности (кг/м), температуры (°С) и давления (МПа);
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ МПР по стационарной или передвижной ПУ;
- поверку стационарной ПУ по передвижной ПУ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- ручной отбор точечной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллера измерительно-вычислительных OMNI 6000 (далее - OMNI 6000), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система OMNI 6000.
К ПО верхнего уровня относится программный комплекс АРМ оператора «Кристалл» (далее - АРМ оператора), выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов, вычисления массы нетто сырой нефти.
ПО СИКН защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | OMNI 6000 (основной) | OMNI 6000 (резервный) |
| Идентификационное наименование ПО | CalcOil.dll | CalcPov.dll | - | - |
| Номер версии ПО (идентификационный номер) | 1.1.0 | 1.1.2 | 24.75.01 | 24.75.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | F2E70BD3 | 6E7CE08D | 0942 | 0942 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | СЯС-32 | СЯС-32 | СЯС-16 | СЯС-16 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 58 до 500 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | от 880 до 950 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +25 до +45 |
| Диапазон давления измеряемой среды, МПа | от 0,5 до 2,0 |
| Параметры электропитания (напряжение/частота), В/Гц | 380/50, 220/50 |
| Г абаритные размеры СИКН (ДхШхВ), мм | 9 000х6 050х3 800 |
| Масса, кг, не более | 20 000 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -47 до +38 65 99,72 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Средний срок службы, лет, не менее | 8 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти на УКПН «Шешма», зав. № 1 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на УКПН «Шешма». Методика поверки | НА.ГНМЦ.0331-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0331-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на УКПН «Шешма». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 09.08.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Г осударственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;
- 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
представлены в документе МН 896-2018 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на УКПН «Шешма», аттестованном ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» (свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-105/01-2018 от 08.10.2018г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти на УКПН «Шешма»
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»
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»
75018-19: Методика поверкиСкачать3.2 Мб