Система измерений количества и показателей качества нефти № 1017 ПСП товарной нефти для объекта "Нефтепровод-отвод "ВСТО-Хабаровский НПЗ", 62747-15

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №1017 ПСП товарной нефти для объекта «Нефтепровод-отвод «ВСТО-Хабаровский НПЗ» предназначена для измерения массы брутто товарной нефти (далее - нефти), показателей качества нефти и определения массы нетто нефти при ведении приемо-сдаточных операций между сдающим предприятием ООО «Транснефть-Дальний Восток» и принимающим предприятием АО «ННК-Хабаровский НПЗ».

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти №1017 ПСП товарной нефти для объекта «Нефтепровод-отвод «ВСТО-Хабаровский НПЗ» (далее - СИКН) реализует косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти с помощью преобразователей объемного расхода. Принцип действия СИКН заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей объемного расхода, давления, температуры, плотности, влагосодержания и вязкости.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.

В состав СИКН входят:

-    входной и выходной коллекторы (Ду 250 мм);

-    блок измерительных линий (далее - БИЛ): 3 рабочие измерительные линии (Ду 150 мм), контрольно-резервная измерительная линия (Ду 150 мм);

-    блок измерений показателей качества (далее - БИК);

-    стационарная трубопоршневая поверочная установка (далее - ТПУ);

-    поверочная установка трубопоршневой поверочной установки на базе эталонного мерника (далее -ПУ ТПУ)

-    система обработки информации;

-    автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ оператора).

Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение массы брутто нефти, проходящей через БИЛ, косвенным методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, влагосодержания и вязкости нефти;

-    автоматическое измерение давления, температуры, плотности, объемной доли воды и вязкости нефти;

-    местное измерение давления и температуры нефти;

-    автоматизированное вычисление массы нетто нефти, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды определенной в лаборатории;

-    поверку стационарной трубопоршневой поверочной установки с помощью эталонной поверочной установки на базе мерника металлического эталонного 1-го разряда;

-    автоматизированную поверку и контроль метрологических характеристик

преобразователей объемного расхода в составе СИКН с помощью ТПУ;

-    автоматизированный контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей объемного расхода по контрольно-резервному преобразователю объемного расхода;

-    автоматический и ручной отбор пробы в БИК;

-    сбор нефти из оборудования и трубопроводов в дренажные емкости;

-    защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;

-    защиту системной информации от несанкционированного доступа;

-    отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и вычислений, формирование отчетов, протоколов, актов.

Средства измерений (далее - СИ), а так же другие технические средства в составе СИКН, указаны в таблице 1. Знак поверки СИКН наносится на свидетельство о поверке.

Таблица 1 - Состав СИКН

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКН реализованное поэлементно в контроллерах измерительных FloBoss S600+ и на АРМ оператора, обеспечивает реализацию функций СИКН. Метрологически значимая часть ПО СИКН хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО СИКН.

Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификационные данные ПО СИКН представлены в таблицах 2 - 6.

Таблица 2 - Идентификационные данные контроллера FloBoss S600+ (зав. №: 20028781)

Таблица 3 - Идентификационные данные контроллера FloBoss S600+ (зав. №: 20027996)

Таблица 4 - Идентификационные данные АРМ оператора

Таблица 6 - Идентификационные данные АРМ оператора

Идентификация ПО СИКН осуществляется путем отображения на экране контроллеров FloBoss S600+ и АРМ оператора структуры идентификационных данных. Часть этой структуры представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму).

ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКН для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКН обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Шкафы, в которых установлены контроллеры FloBoss S600+ опечатаны. ПО СИКН имеет уровень защиты «высокий».

Технические характеристики

СИКН приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Метрологические и технические характеристики СИКН

Знак утверждения типа

наносится на маркировочные таблички, установленные на блок-боксах СИКН, методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Комплектность СИКН представлена в таблице 8.

Поверка

осуществляется по документу МП 217-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №1017 ПСП товарной нефти для объекта «Нефтепровод-отвод «ВСТО-Хабаровский НПЗ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 15 июля 2015 года.

Основные средства поверки:

-    средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;

-    калибратор многофункциональный MCx-R-IS: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25мА, пределы допускаемой основной погрешности ±(0,02% показания + 1 мкА); предел измерений количества импульсов 9999999; диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности ±0,01%.

Сведения о методах измерений

«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти приемо-сдаточного пункта (ПСП) товарной нефти для объекта «Нефтепровод-отвод «ВСТО - Хабаровский НПЗ, свидетельство об аттестации методики (метода) измерений №01.00257-2008/15014-13.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №1017 ПСП товарной нефти для объекта «Нефтепровод-отвод «ВСТО-Хабаровский НПЗ»

ГОСТ Р 51858-2002 ГСИ. Нефть. Общие технические условия

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

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Техническая документация ЗАО НИЦ «Инкомсистем»