Система измерений количества и показателей качества нефти №3 нефтепровода "Горький-Ярославль" на ЛПДС "Ярославль" ООО "Балтнефтепровод"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №3 нефтепровода «Горький-Ярославль» на ЛПДС «Ярославль» ООО «Балтнефтепровод» предназначена для определения массы нефти при проведении учетных операций по приему нефти от ОАО «Верхневолжскнефтепровод» в ООО «Балтнефтепровод» и сдаче нефти от ООО «Балтнефтепровод» в ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез».

Описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ООО «УралСофтПроект» (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.

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

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 трех рабочих и двух резервных измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

- преобразователь расхода жидкости турбинный HELIFLU TZ-N (№ 15427-01, № 15427-06);

- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-99, № 14061-10);

- преобразователь измерительный 644   (№   14683-00) в комплекте с

термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-01) либо датчик температуры 644 (№ 39539-08);

- 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 2517-85, установленное на входном коллекторе СИКН. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (номер по Госреестру):

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

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829 (№ 15642-01, № 15642-06);

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (№ 14557-01);

- система смешивания и отбора проб Clif Mock;

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

- ручное пробоотборное устройство по ГОСТ 2517-85.

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 нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);

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

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

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

- поверку и контроль метрологических характеристик ПР 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

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 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 № 01.00284-2010-030/07-2011 от 26.05.2011 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 «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Лист № 3

Всего листов 4

Идентификационные данные программного обеспечения, входящего в состав СИКН:

Технические характеристики

Рабочая среда                                        нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч                          от 350* до 4800

Рабочий диапазон температуры нефти, оС                                  от 5 до 40

Рабочий диапазон давления, МПа                                     от 0,25 до 0,50

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3                                 от 850 до 890

Рабочий диапазон вязкости кинематической нефти, сСт                    от 15 до 70

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений температуры, оС

Пределы допускаемой приведенной погрешности

измерений давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений плотности нефти, кг/м3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений объемной доли воды в нефти при измерении

влагомером, %

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы брутто нефти, %

* - при вязкости нефти от 43 до 65 сСт минимальное значение расхода составляет 400 м3/ч, при вязкости от 65 до 70 сСт - 500 м3/ч.

Знак утверждения типа

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 №3 нефтепровода «Горький-Ярославль» на ЛПДС «Ярославль» ООО «Балтнефтепровод». Методика поверки».

Поверка

осуществляется по Инструкции МП 49319-12 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №3 нефтепровода «Горький-Ярославль» на ЛПДС «Ярославль» ООО «Балтнефтепровод». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 26.08.2011 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

- поверочная установка 1 или 2 разряда по ГОСТ Р 8.510-2002;

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

- плотномер МД-02 (Госреестр № 28944-08);

- установка для поверки влагомеров УПВ (ТУ 4318-021-25567981-2002);

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

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

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №3 нефтепровода «Горький-Ярославль» на ЛПДС «Ярославль» ООО «Балтнефтепровод», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 05.08.2011 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2011.10769.

Нормативные документы

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

осуществление торговли и товарообменных операций.