Система измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО "Бугурусланнефть" на ЛПДС "Похвистнево"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО «Бугурусланнефть» на ЛПДС «Похвистнево» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при учётно-расчетных операциях между ООО «Бугурусланнефть» и ОАО «Приволжскнефтепровод».

Описание

Измерение массы нефти проводится косвенным методом динамических измерений, реализованным с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователя плотности жидкости и системы обработки информации.

СИКН изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.

Конструктивно СИКН состоит из блока рабочих измерительных линий (БИЛ-1), блока резервных измерительных линий (БИЛ-2), 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-1 состоит из двух рабочих измерительных линий, БИЛ-2 - из одной резервной измерительной линии.

В каждой измерительной линии установлены:

- фильтр тонкой очистки;

- преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM 6” (Госреестр № 16128-01);

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

- преобразователь измерительный 244ЕН к датчику температуры (№ 14684-04);

- манометры и термометры.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройств щелевого типа (рабочее или резервное), установленных на выходном коллекторе СИКН. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (номер по Госреестру):

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (№ 14557-05) (рабочий и резервный);

- преобразователь плотности жидкости измерительный мод. 7835 (№ 15644-06) (рабочий и резервный);

- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 (№

15642-06);

- измерительные преобразователи давления и температуры нефти, манометры и термометры;

- автоматический пробоотборник Cliff Mock True Cut 2”;

- автоматический пробоотборник «Стандарт-А»;

- ручной пробоотборник «Стандарт-Р»;

- индикатор расхода.

Блок ТПУ состоит из стационарной установки трубопоршневой поверочной «Сапфир-500-4,0» (Госреестр №15355-01) 2-го разряда и обеспечивает поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных. На входном и выходном коллекторах стационарной ТПУ установлены измерительные преобразователи давления и температуры нефти.

Поверка стационарной ТПУ 2-го разряда производится по передвижной ТПУ 1-го разряда.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (Госреестр № 19240-05), который осуществляют сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с аттестованным программным обеспечением, 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:

- измерение в автоматическом режиме массы брутто и объемного расхода нефти;

- измерение в автоматическом режиме температуры, давления и плотности нефти;

- поверку и контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной ТПУ 2-го разряда;

- поверку стационарной ТПУ 2-го разряда по передвижной ТПУ 1-го разряда;

- ручной и автоматический отбор проб нефти, ввод в СОИ результатов лабораторных анализов проб нефти;

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

- формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об отказе системы и ее составных элементах).

Программное обеспечение

Программное обеспечение СИКН содержит средства обнаружения, обозначения и устранения сбоев и искажений, которые нарушают целостность результатов измерений. Метрологически значимое программное обеспечение СИКН защищено от случайных или непреднамеренных изменений, имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Алгоритм вычислений и программа обработки результатов измерений автоматизированного рабочего места оператора «ФОРВАРД» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации № 67909-04 от 18.08.2004 г., ФГУП ВНИИР).

Идентификационные данные программного обеспечения (ПО):

Технические характеристики

Рабочая среда                                            нефть по ГОСТ Р 51858-2002;

Диапазон измерений объемного расхода по СИКН, м3/ч                   от 100 до 1000;

Диапазон измерений температуры, °С                                        от 5 до 30;

Диапазон измерений давления, МПа                                       от 0,3 до 0,6;

Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3                               от 860 до 895;

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений

температуры, °С                                                                    ±0,2;

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %            ±0,5;

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

Поверка

осуществляется по документу МП 58532-14 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО «Бугурусланнефть» на ЛПДС «Похвистнево». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 05.12.2013 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

Основное поверочное оборудование:

- 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 (Госсреестр № 28944-08);

- 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).

Сведения о методах измерений

Выполнение измерений массы нефти производят в соответствии с методикой измерений регламентированной в документе МН 098-2010 «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО «Бугурусланнефть» на ЛПДС «Похвистнево», аттестованной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика», ФР.1.29.2011.09937.

Лист № 4

Всего листов 4

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 приме

нением систем измерений количества и показателей качества нефти», утверждены приказом Минпромэнерго России от 31 марта 2005 г. № 69.

Рекомендации к применению

осуществление торговли.