Система измерений количества и показателей качества нефти № 351 на ППСН "Чекмагуш" НГДУ "Чекмагушнефть", 60597-15

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 351 на ППСН «Чекмагуш» НГДУ «Чекмагушнефть» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного определения массы нефти.

Описание

Измерения массы нефти выполняют косвенным методом динамических измерений -с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователей давления и температуры, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), стационарной поверочной установки, узла подключения поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из трех рабочих и одной резервной измерительных линий.

В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

-    преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM (№ 16128-01);

-    преобразователь измерительный 644 к датчикам температуры (№ 14683-00) с термопреобразователем сопротивления платиновым 65 (№ 22257-01);

-    преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-04);

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

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.

В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (номер по Госреестру):

-    преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (№ 15644-01);

-    преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 (№ 15642-01);

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

-    счетчик нефти турбинный МИГ в качестве индикатора расхода нефти с диапазоном измерений от 1,6 до 8 м /ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 5 %;

-    пробоотборники автоматические Clif Mock;

-    преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным в БИЛ.

Блок ТПУ состоит из установки трубопоршневой поверочной двунаправленной (Госреестр № 12888-99) в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИЛ и обеспечивает проведение поверки и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных.

В состав СОИ входят:

-    контроллеры измерительные FloBoss S600+ (Госреестр № 38623-11) со встроенным программным обеспечением (далее - ПО), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных;

-    автоматизированные рабочие места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos»), оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение объемного расхода рабочей среды в рабочем диапазоне расходов по измерительной линии и в целом по СИКН;

-    автоматическое измерение температуры, давления, плотности рабочей среды и влагосодержания в рабочей среде;

-    автоматическое вычисление массы брутто нефти по результатам измерений объемного расхода, плотности, температуры и давления нефти;

-    вычисление СОИ массы нетто нефти с использованием результатов измерений в БИК и в химико-аналитической лаборатории содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

-    поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной или передвижной поверочной установке;

-    автоматический отбор объединенной пробы рабочей среды;

-    регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи, паспортов качества.

Программное обеспечение

ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров), свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011 г. ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера -файл, 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 ПО 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. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-031/04-2012 от

04.06.2012 ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО ПК «Cropos» относится файл «metrology.dll».

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 «высокий» в соответствии с Р.50.2.077-2014.

Лист № 3 Всего листов 5

Идентификационные данные контроллеров измерительных FloBoss S600+

№ 351 на ППСН «Чекмагуш» НГДУ «Чекмагушнефть». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0064-2014 МП.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0064-14 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 351 на ППСН «Чекмагуш» НГДУ «Чекмагушнефть». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 29.12.2014 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

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

-    устройство поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа «УПВА - Эталон» (Госреестр № 45409-10);

-    рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002;

-    комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);

-    калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);

-    калибратор давления портативный Метран 501-ПКД-Р (Госреестр № 22307-09).

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей нефти №351 на ППСН «Чекмагуш», ФР.1.29.2011.11290.

Нормативные и технические документы, распространяющиеся на систему измерений количества и показателей качества нефти № 351 на ППСН «Чекмагуш» НГДУ «Чекмагушнефть»

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», утвержденные приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69

Рекомендации к применению

При осуществлении торговли.