Система измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП "Чернушка" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП «Чернушка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти при учётных операциях между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и Арланским НУ ОАО «Уралсибнефтепровод».

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 - 60.

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 прямым методом динамических измерений - с помощью счетчиков-расходомеров массовых и системы обработки информации.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока поверочной установки (далее -ПУ), 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 двух блоков БИЛ1 и БИЛ2. В состав БИЛ1 входят две рабочие линии, в состав БИЛ2 - одна контрольно-резервная. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

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

- преобразователей давления измерительных 3051 TG фирмы «Fisher-Rosemount MFG GmbH & Co. OHG» (№ 14061-04);

- преобразователей измерительных 644 к датчикам температуры фирмы «Fisher-Rosemount» (№ 14683-00);

- термопреобразователей сопротивления платиновых серии 65 фирмы «EMERSON Process Management/ ROSEMOUNT Temperature GmbH» (№ 22257-01);

- 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 (изм. № 1), установленное на входном коллекторе СИКН. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (номер по Госреестру):

- влагомеры поточные модели L фирмы «Phase Dynamics, Inc.» (№ 25603-03);

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели R100S фирмы «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount» (№ 13425-01);

- система автоматического отбора проб серии «С» Clif Mock с диспергатором;

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

- ручное пробоотборик «Стандарт-Р».

Блок ПУ состоит из установки поверочной типа СР-М фирмы «Emerson/Daniel» (Госреестр № 27778-04) в комплекте с поточным преобразователем плотности модели 7835,

Лист № 2

Всего листов 5 турбинным преобразователем расхода серии «Parity» DN 150, преобразователями давления и температурыи, обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых.

В состав СОИ входят:

- контроллеры измерительные ROC/FloBoss модели FloBoss S600 фирмы «Emerson Process Management/ Fisher Controls International Inc./ Daniel Europe Ltd.» (Госреестр № 14661-02) со встроенным программным обеспечением (далее - ПО), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных;

- комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе PLC фирмы «Rockwell Automation Allen-Bradley» (№ 15652-04);

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

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

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), 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 массомеров по стационарной поверочной установке типа CP-M или по передвижной поверочной установки;

- поверку стационарной поверочной установки на базе мерника;

- автоматический отбор проб нефти;

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

Программное обеспечение

К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительных ROC/FloBoss модели FloBoss S600 (далее - контроллеров), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.

К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относятся архив «vxworks.bin.05.bin», характеризующий операционную систему контроллера. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров измерительных FloBoss S600 № 1551014-06, выдано ФГУП ВНИИР 12.12.2006г.

К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Cropos», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров СИКН, прием и обработку управляющих команд оператора, произведение вычислительных операций, построение трендов и формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного комплекса «Cropos» № 01.00284-2010-007/04-2012, выдано ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань от 20.06.2012г. К метрологически значимой части ПК «Cropos» относятся файл «poverka.exe», реализующий расчеты, производимые при поверке и КМХ массовых преобразователей расхода, установленных на СИКН, согласно МИ 3272-2010, а также файл «Doc.exe», реализующий ввод значений параметров нефти по результатам анализа пробы нефти в химико-аналитической лаборатории, вычисление на их основе массы нетто нефти за отчетный период, формирование отчетной документации.

Лист № 3

Всего листов 5

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 программного обеспечения, входящего в состав 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 № 380 на ПСП «Чернушка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Методика поверки» НА.ГНМЦ.044-13 МП.

Поверка

осуществляется по Инструкции НА.ГНМЦ.044-13 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП «Чернушка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 20.12.2013 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);

- 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 на (СИКН) ПСП «Чернушка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 28.11.2013 г.

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.