Система измерений количества и показателей качества нефти № 822 ПСП "Чикшино" ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества № 822 ПСП «Чикшино» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и ОАО «Северные магистральные нефтепроводы».

Описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа), из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 87.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

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

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

БФ состоит из двух фильтров сетчатых с быстросъемной крышкой МИГ-ФБ-150-6,3 с установленными на них следующими средства измерений (номер по Госреестру):

- два преобразователя давления измерительные модели 3051 CD (№ 14061-04);

- манометры на входе и выходе каждого фильтра.

БИЛ состоит из двух блоков - БИЛ1 и БИЛ2. В состав БИЛ1 входят: две рабочие измерительные линии (ИЛ) DN150, входной и выходной коллекторы DN200 и линия подключения от ПУ DN150. В состав БИЛ2 входят: одна резервная ИЛ DN150, входной и выходной коллекторы DN200 и линия подключения от ПУ DN150. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений:

- счетчик-расходомер массовый типа Micro Motion модели CMF300 (№ 13425-06);

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

- преобразователь   измерительный   644   (№14683-04)   в   комплекте   с

термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-05);

- 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 выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

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

- два влагомера поточных мод. L (№ 25603-03);

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

Лист № 2

Всего листов 5

- преобразователь   измерительный   644   (№14683-04)   в   комплекте   с

термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-05);

- два пробоотборника нефти автоматических Jiskoot 210EH Cell Sampler;

- пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р-50» с диспергатором;

- манометр и два термометра для местной индикации давления и температуры;

Блок ПУ состоит из установки трубопоршневой «SYNCROTRAK» (далее-ТПУ) (№ 28232-04); в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИК, и обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических расходомеров массовых.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss модели S600 (Госреестр № 38623-08) осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора (далее - АРМ) (основное и резервное) 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 СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

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

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

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (сСт) нефти, 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 расходомеров массовых по стационарной поверочной установке в комплекте с поточным перобразователем плотности;

- поверку стационарной ТПУ по передвижной 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 (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 програмного комплекса «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 № 01.00284-2010-086/04-2013 от 10.04.2013 г., выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО програмный комплекс «Cropos» относятся файлы «doc.exe», «poverka.exe», «dens.exe», «reportdaniael.exe».

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.

Идентификационные данные ПО, входящего в состав СИКН:

Технические характеристики

Рабочая среда                                          нефть по ГОСТ Р 51858-2002;

Диапазон измерений массового расхода, т/ч                                от 50 до 350;

Рабочий диапазон температуры нефти, °С                              от + 30 до + 55;

Рабочий диапазон давления нефти, МПа                                   от 0,1 до 6,3;

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3                              от 801,3 до 830,0;

Рабочий диапазон вязкости нефти, мм2/с                                от 4,99 до 12,46;

Объемная доля воды в нефти, %, не более

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений температуры, °С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы брутто нефти, %                                             ±0,25;

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы нетто нефти, %                                              ±0,35;

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.

Лист № 4

Всего листов 5

3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 822 ПСП «Чикшино» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Методика поверки».

Поверка

осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0030-13 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 822 ПСП «Чикшино» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 12.04.2013 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

- установка поверочная на базе весов ОГВ или эталонных мерников 1-го разряда;

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

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

- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);

- 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.

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 822 ПСП «Чикшино» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.

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», утвержденны приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69.

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.