Система измерений количества и показателей качества нефти № 585 терминала "Барабинский" Открытого акционерного общества "Новосибирскнефтегаз", 57522-14

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №585 терминала «Барабинский» Открытого акционерного общества «Новосибирскнефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти.

Описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа), из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 01.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Измерения массы брутто нефти осуществляются прямым методом динамических измерений - по результатам измерений массы нефти с помощью счетчика расходомера массового.

Конструктивно СИКН №585 состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока стационарной трубопоршневой поверочной установки, узла подключения передвижной поверочной установки и системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ конструктивно состоит из двух блоков БИЛ1 и БИЛ2. В состав БИЛ1 входят две рабочие измерительные линии. В состав БИЛ2 входит одна резервная ИЛ. В каждой измерительной линии БИЛ1 и БИЛ2 установлены следующие средства измерений:

-    счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 300М (№ 45115-10);

-    преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);

-    преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№ 27129-04);

-    манометр МПТИ для местной индикации давления (№ 26803-04);

-    термометр ТЛ-4 для местной индикации температуры (№ 303-91).

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    два циркуляционных насоса;

-    преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-06);

-    поточные влагомеры модели L (№ 25603-03);

-    термостатирующий цилиндр;

-    преобразователь расхода МИГ-32Ш-40 (№ 26776-04);

-    два автоматических пробоотборника «Стандарт-А»;

-    пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р»;

-    преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);

-    преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№ 27129-04);

-    манометр МПТИ (№ 26803-04);

-    термометр ТЛ-4 для местной индикации температуры (№ 303-91).

Блок стационарной трубопоршневой поверочной установки состоит из установки трубопоршневой «Сапфир М-300-4,0» (№ 23520-02), которая в комплекте с преобразователем плотности из состава БИК обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода. В состав блока также входят следующие средства измерений:

-    преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);

-    преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№ 27129-04);

-    манометр МПТИ (№ 26803-04);

-    термометр ТЛ-4 для местной индикации температуры (№ 303-91).

Система обработки информации состоит из двух измерительных контроллеров FloBoss S600 (№14661-02), программируемого логического контроллера Allen-Bradley SLC500, АРМ оператора, оборудованным персональным компьютером и средствами отображения и печати.

В состав узла подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки входят следующие средства измерений:

-    преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);

-    преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№ 27129-04);

-    манометр МПТИ (№ 26803-04);

-    термометр ТЛ-4 для местной индикации температуры (№ 303-91).

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение массы брутто нефти (т) и массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

-    автоматизированное вычисление массы нетто нефти (т);

-    автоматический и ручной отбор проб нефти;

-    автоматическое измерение температуры нефти (°С), давления нефти (МПа), перепада давления нефти на фильтрах (МПа), плотности нефти (кг/м3) при проведении поверки и контроля метрологических характеристик по стационарной ТПУ;

-    автоматическое измерение объемной доли воды в нефти с помощью поточного влагомера (%);

-    автоматизированный контроль метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых по стационарной ТПУ;

-    автоматизированную поверку счетчиков-расходомеров массовых с помощью стационарной или передвижной ТПУ;

-    поверку стационарной ТПУ с помощью передвижной поверочной установки 1-го разряда;

-    автоматическое регулирование расхода через измерительные линии и поверочную установку, расхода черех БИК для обеспечения изокинетичности отбора проб;

-    регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение

Програмное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.

К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (далее - контроллеров), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение

Лист № 3 Всего листов 5

вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.

К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относятся:

-    архив «vxworks.bin.05.bin», характеризующий операционную систему контроллера. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров измерительных FloBoss S600 № 1551014-06, выдано ФГУП ВНИИР 12.12.2006г.;

-    конфигурация - набор файлов, создаваемых с помощью конфигурационного пакета Config S600 Pro, и отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.

К ПО верхнего уровня относится ПК «Cropos», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. К метрологически значимой части ПК «Cropos» относятся следующие файлы (программные модули):

-    модуль «poverka.exe». Реализует расчеты, производимые при поверке массовых преобразователей расхода, установленных на СИКН, согласно МИ 3151-2008;

-    модуль «kmx.exe». Реализует расчеты, производимые при КМХ массовых преобразователей расхода, установленных на СИКН, согласно МИ 3151-2008;

-    модуль «doc.exe». Реализует ввод значений параметров нефти по результатам анализа пробы нефти в химико-аналитической лаборатории, вычисление на их основе массы нетто нефти за отчетный период;

-    модуль «dens.exe». Реализует ввод данных и расчеты, производимые при контроле метрологических характеристик поточных ПП с помощью резервного ПП, переносной пикнометрической установки или ареометром;

-    модуль «reportdaniel.exe». Отвечает за формирование отчетной документации.

Свидетельство о метрологической аттестации программного комплекса № 51009-03,

выдано ФГУП ВНИИР 18.11.2003 г.

В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:

-    разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей;

-    ведением внутреннего журнала фиксации событий.

Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Идентификационные данные ПО, входящего в состав СИКН:

Рабочий диапазон массового расхода нефти, т/ч Рабочий диапазон температур нефти, оС Рабочий диапазон давления нефти, МПа Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м Рабочий диапазон вязкости нефти, мм /с Массовая доля воды в нефти, %, не более Пределы допускаемой абсолютной погрешности

»-»    о/"ч

измерений температуры, С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

нефть по ГОСТ Р 51858-2002;

от 28 до 228 от 5 до 30 от 0,25 до 2,5 от 790 до 860 от 2,2 до 10 1,0.

±0,2;

±0,5;

±0,3;

±0,25;

±0,35.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

1.    Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКН.

2.    Инструкция по эксплуатации СИКН.

3.    Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №585 терминала «Барабинский» Открытого акционерного общества «Новосибирскнефтегаз». Методика поверки. НА.ГНМЦ.0047-14 МП».

Поверка

осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0047-14 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №585 терминала «Барабинский» Открытого акционерного общества «Новосибирскнефтегаз». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 10.02.2014 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

-    поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;

-    установка трубопоршневая «Сапфир-М-300-4,0» (Госреестр № 23520-07);

-    устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);

-    плотномер МД-02 (Госреестр № 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).

Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.

Сведения о методах измерений

«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №585 терминала «Барабинский» ОАО «Новосибирскнефтегаз», утверждена ФГУП ВНИИР 11.06.2013 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2013.15507.

Лист № 5 Всего листов 5

Нормативные и технические документы, распространяющиеся на систему измерений количества и показателей качества нефти №585 терминала «Барабинский» Открытого акционерного общества «Новосибирскнефтегаз»:

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

2.    Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утверждены приказом Минпромэнерго России от 31 марта 2005 г. №69.

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.