Система измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21 "Сковородино" трубопроводной системы "Восточная Сибирь-Тихий океан"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21 «Сковородино» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы, объемного расхода и показателей качества нефти при учетных операциях на выходе НПС между подпорной и магистральной насосной станциями.

Описание

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

Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамического измерений массы брутто нефти с помощью турбинных преобразователей объемного расхода жидкости и преобразователей температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти. Выходные сигналы измерительных преобразователей по линиям связи поступают на соответствующие входы контроллера измерительного, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нём алгоритму.

В состав системы входят:

- блок измерительных линий (далее - БИЛ), имеющий шесть рабочих измерительных линий ИЛ№1, ИЛ№2, ИЛ№3, ИЛ№4, ИЛ№5 и ИЛ№6, параллельная работа которых обеспечивает необходимое значение объёмного расхода при динамических измерениях массы брутто нефти, две резервные измерительные линии ИЛ№7 и ИЛ№8, используются при отказе рабочих измерительных линий, одну контрольно-резервную измерительную линию ИЛ№9, которая используется как резервная и для контроля метрологических характеристик преобразователя расхода жидкости турбинного.

-блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК), предназначенный для измерений показателей качества температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти.

В СИКН применены следующие средства измерений:

- преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM Ду 250, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 16128-10;

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;

- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;

- преобразователь давления измерительный 3051, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;

- термопреобразователь сопротивления платиновый 65, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22257-11, с измерительным преобразователем 3144, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14683-09;

- манометр избыточного давления для точных измерений типа МП 160, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 28544-05

- термометр лабораторный стеклянный ТЛ-4, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 20054-06;

- контроллер измерительный FloBoss S600+, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 38623-08.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение массы брутто нефти и объёмного расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;

- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, объёмной доли воды и плотности;

- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;

- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение (ПО) реализовано в контроллере измерительном FloBoss S600 и в автоматизированных рабочих местах (АРМ) операторов системы. ПО обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса).

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

Идентификационные данные ПО, реализованные в контроллере измерительном FloBoss S600+ и АРМы операторов, приведены в таблице

Программное обеспечение имеет:

- свидетельство ГЦИ СИ ОАО «Нефтеавтоматика» о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011 контроллеров измерительных модели FloBoss S600+ фирмы «Emerson Process Management Ltd».

- свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного обеспечения № 19801-12 «Система измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров»

ПО системы 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 системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы 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. ПО системы имеет уровень защиты C (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

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МП 51865-12 "Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21 «Сковородино» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан». Методика поверки", утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 16.08.2012 г.

Перечень основных средств поверки:

- двунаправленный шаровой прувер Daniel PROVER 30” ANSI 300 (далее - ТПУ) с диапазоном измерений от 190 до 1900 м3/ч, и пределами допускаемой относительной погрешности: ±0,05 %;

- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, диапазон измерений от 300 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м3.

- контроллер измерительный FloBoss S600+, пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объёма, массы ± 0,01 %;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5^10’4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5x108 имп;

- установка пикнометрическая переносная, диапазон измерений плотности от 700 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;

- калибратор давления типа АРС с верхним пределов измерения 35 бар в комплекте с пятью модулями давления АРМ, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,025 %;

- калибратор температуры модели АТС 157В в комплекте с с термометром сопротивления платиновым STS 100 A901, диапазон воспроизводимых температур от минус 45 °С до 200 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- установка поверочная для средств измерения динамической вязкости УПД-1-АТ с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,4% ;

- установка поверки (калибровки) влагомеров R-AT-MM/VL с пределами допускаемой относительной погрешности ±0,03%.

Сведения о методах измерений

В системе применен косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти, Методика измерений приведена в инструкции. "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на НПС-21 «Сковородино» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан», зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2012.13022.

Нормативные документы

1 ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.

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

Рекомендации к применению

Осуществлени торговли и товарообменных операций.