Система измерений количества и показателей качества нефти № 449 Омской ЛПДС

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 449 Омской ЛПДС (далее - СИКН) предназначена для определения массы нефти при проведении учетных операций на Омской ЛПДС.

Описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре ЗАО «Аргоси» (г. Москва) по проектной документации ЗАО «ИМС» (г. Москва) 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 (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ), системы сбора и обработки информации (далее - 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 одной контрольно-резервной измерительных линий.

В каждой рабочей измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Г осреестру):

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

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

-    датчик температуры 644 (№ 39539-08);

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

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

-    преобразователь объема жидкости эталонный лопастной Smith Meter модели M16 (№ 47257-11);

-    преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным на рабочих измерительных линиях.

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 выходном коллекторе СИКН. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (номер по Госреестру):

-    преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-06);

-    преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7827 (№ 15642-06);

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (№ 14557-05);

-    счётчик жидкости турбинный МИГ-32Ш (№ 26776-08);

-    система автоматического пробоотбора Clif Mock;

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

-    ручное пробоотборное устройство по ГОСТ 2517-85.

Лист № 2 Всего листов 4

Блок ТПУ состоит из стационарной установки поверочной трубопоршневой двунаправленной Daniel 1-го разряда (Госреестр № 20054-06) 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 № 38623-08) 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 об аттестации алгоритмов вычислений № 1551014-06 от 12.12.2006 ФГУП ВНИИР. 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.

Технические характеристики

Рабочая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002 от 380 до 2520 от минус 10 до 25 от 0,15 до 1,60 от 750 до 950 от 0.5 до 80

±0,2

±0,5

±0,3

Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч Рабочий диапазон температуры нефти, оС Рабочий диапазон давления, МПа Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 Рабочий диапазон вязкости кинематической нефти, сСт 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, %

±0,05

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Оборудование и СИ СИКН сохраняют свою работоспособность при выходе физико-химических показателей и расхода нефти за указанные значения в пределах поверенных диапазонов измерений применяемых СИ.

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 № 449 Омской ЛПДС».

Поверка

осуществляется по Инструкции МП 49883-12 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 449 Омской ЛПДС». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 14.12.2011 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

Лист № 4 Всего листов 4

-    преобразователь объема жидкости эталонный лопастной Smith Meter модели M16 (№ 47257-11);

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

-    плотномер МД-02 (Г осреестр № 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).

Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.

Межповерочный интервал - 1 год.

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №449 Омской ЛПДС», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань, зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2011.11130.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 449 Омской ЛПДС

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.