Назначение
Система измерений количества и показателей качества товарной нефти №263 ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть» (далее - СИКН) предназначена для определения количества и показателей качества нефти при приемо-сдаточных операциях между ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «АК «Транснефть».
Описание
Принцип СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, реализованного с помощью турбинных преобразователей расхода при проведении товарно-коммерческих операций (далее - ТКО) по блоку измерительных линий (далее - БИЛ) №1 и прямого метода динамических измерений массы нефти, реализованного с помощью массовых преобразователей расхода при проведении ТКО по БИЛ №2.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлена непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её компонентов.
СИКН состоит из следующих средств измерений (номер по Госреестру):
- счетчик расходомер массовый Micro Motion CMF-D600 (далее - МР) (№45115-10);
- преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM (далее - ТПР) (№ 16128-10);
- влагомер поточный УДВН-1пм (№ 14557- 10);
- контроллер измерительный FloBoss модели S600 (№ 14661-08);
- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10) и 1151 (№ 13849-04);
- преобразователь измерительный 244H и 444 к датчикам температуры (№ 14684-06);
- преобразователь измерительный 644 к датчикам температуры (№ 39539-08);
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП) (№15644-06);
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827, 7829 (№ 15642-06);
- установка поверочная трубопоршневая (далее - ТПУ) СФРЮ - 1100, II разряда с диапазоном расхода от 18 до 1100 м3/ч и пределом допускаемой относительной погрешности 0,1 %;
- установка трубопоршневая (далее - ТПУ) «Сапфир М-500-2,5» II разряда с диапазоном измерений от 50 до 500 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности: 0,1 % (№ 23520-07).
Автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора на базе сертифицированного прикладного программного обеспечения. (Свидетельство о метрологической аттестации № 51009-03).
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочих диапазонах расхода;
- автоматическое измерение температуры, давления, плотности, вязкости нефти и содержание воды в нефти;
- поверку МР с применением ТПУ;
- поверку ТПР с применением ТПУ;
- поверку стационарной ТПУ с применением передвижной ТПУ;
- контроль метрологических характеристик ТПР, МР с применением ТПУ;
- контроль метрологических характеристик резервных ТПР по резервноконтрольному;
- контроль метрологических характеристик рабочего ПП по резервному (контрольному);
- определение содержания свободного газа в нефти;
- формирование и архивирование в АРМ оператора трендов измеренных величин;
- вывод на печать отчетных документов и трендов;
- защиту от несанкционированного доступа к изменению информации с помощью многоуровневой системы доступа с паролями;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений и вычислений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Программное обеспечение
П рограммное обеспечение реализовано на базе контроллера SkadaPack In Touch 7.1. и обеспечивает:
- отображение мнемосхемы технологических процессов СИКН;
- отображение процессов поверки и контроля метрологических характеристик;
- управление объектами автоматизации - пробоотборниками, задвижками и т.д.;
- отображение на графиках и протоколах значений основных метрологических параметров за прошедший период;
- звуковое и визуальное оповещение диспетчера об аварийных событиях в ходе технологического процесса;
- создание и печать документов и выходных форм;
- просмотр и печать документов из архивов;
- пятиуровневую систему доступа.
Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
| «CROPOS» на базе контроллера SkadaPack In Touch 7.1. | - | 1.0.0.8 | 78EAA947 | CRC32 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений имеет уровень А (в соответствии с МИ 3286-2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).
Технические характеристики
Пределы допускаемой относительной
погрешности при измерении массы нефти, %
по рабочей, резервной линиям ±0,25
по резервно - контрольной линии ±0,20
Диапазон измерений расхода, т/ч от 150 до 1000.
Рабочая среда нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002
Диапазон измерений температуры нефти, °С от плюс 15 до плюс 45
Диапазон измерений давления нефти, МПа от 0,25 до 0,7
Количество измерительных линий, шт.:
- БИЛ №1 (на базе ТПР) 3 (2 резервных, 1 резервно-контрольная);
- БИЛ №2 (на базе МР) 2 (2 рабочих).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации. 1шт.
Инструкция по эксплуатации СИКН. 1 шт.
«Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества товарной нефти №263 ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть». Методика поверки». 1шт.
Поверка
осуществляется по документу МП 47671-11 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества товарной нефти №263 ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть». Методика поверки», утверждённая ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 31 декабря 2010 г.
Основное поверочное оборудование:
- ТПУ СФРЮ-1100, II разряда с диапазоном расхода от 18 до 1100 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;
- ТПУ «Сапфир М-500-2,5» с диапазоном измерений от 50 до 500 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 % (Госреестр № 23520-07);
- Преобразователь плотности поточный “Solartron” модели 7835, с диапазоном измерений от 700 до 1000 кг/м3, и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,30 кг/м3 (Госреестр №15644-06).
- Допускается использование других средств измерений с характеристиками не хуже вышеуказанных.
Сведения о методах измерений
МИ 3032-2007 «Рекомендация ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 263 на ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть», утвержденная ФГУП «ВНИИР» в сентябре 2009г.
Нормативные документы
1. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти №69 от 31 марта 2005г.
2. Техническая документация СП ЗАО «ИТОМ».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
