Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЦСОИ с АИИС КУЭ ООО "ЕвроХим-Энерго" на объекте ООО "ЕвроХим-ВолгаКалий"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1009 (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти.

Описание

Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений -с помощью расходомеров массовых.

Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

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

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, двух рабочих и одной контрольнорезервной измерительных линий (ИЛ). На рабочих ИЛ установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF400 (№ 13425-01);

- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10);

- преобразователь измерительный Rosemount 644 (№ 56381-14);

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (№ 22257-11);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На контрольно-резервной ИЛ установлены следующие средства измерений:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF400 (№ 45115-10);

- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10);

- преобразователь измерительный Rosemount 644 (№ 56381-14);

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (№ 22257-11);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На входном коллекторе БИЛ установлены:

- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10);

- манометр для местной индикации давления.

На выходном коллекторе БИЛ установлены:

- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;

- индикатор фазового состояния ИФС-1В-700;

- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10);

- преобразователь измерительный Rosemount 644 (№ 56381-14);

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (№ 22257-11);

- 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 по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (№ 15644-01);

- два влагомера нефти поточный УДВН-1пм (№ 14557-01);

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

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (№ 22257-05);

- преобразователь измерительный 644 (№ 14683-04);

- счетчик нефти турбинный МИГ (№ 26776-04);

- два пробоотборника нефти «Стандарт-А» для автоматического отбора проб;

- пробоотборник нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;

- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

Блок ТПУ обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода и состоит:

- установка трубопоршневая Сапфир М (№ 23520-02);

- преобразователи давления измерительные 3051 (№ 14061-04);

- преобразователи измерительные 644 (№ 14683-04);

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (№ 22257-05);

- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

Узел подключения передвижной поверочной установки обеспечивает проведение поверки стационарной ТПУ и состоит:

- преобразователи давления измерительные 3051 (№ 14061-04);

- преобразователи измерительные 644 (№ 14683-04);

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (№ 22257-05);

- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss S600+ (№ 57563-14), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

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

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

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

- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3) нефти, объемной доли воды в нефти (%);

- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

- поверку и контроль метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых по стационарной поверочной установке;

- автоматический отбор объединенной пробы нефти;

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

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров). 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. Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений массы нефти контроллера измерительного «FloBoss S600+» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011 г., ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» ).

К ПО верхнего уровня относится ПО программный комплекс «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 программный комплекс «Cropos» относится файл «metrology.dll». Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН

Технические характеристики

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 № 1009. Методика поверки. НА.ГНМЦ.0091-15 МП».

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0091-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1009. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» 23.11.2015 г.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

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

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

- рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002 с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ±0,1 кг/м3;

- рабочий эталон объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2 разряда по ГОСТ 8.614-2013;

- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05);

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

- магазин сопротивлений Р4831 (Госреестр № 6332-77).

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1009, утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 21.01.2015 г., зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2015. 19979.

Нормативные документы

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