Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и автоматизированных измерений массы нетто нефти при ведении учетных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и ОАО «Северо-Западные МН».

Описание

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

Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (далее -БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока поверочной установки (далее - ПУ), системы обработки информации (далее - СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки.

Блок фильтров состоит их двух коллекторов DN 250, двух фильтров сетчатых с быстросъемной крышкой «МИГ-ФБ-200-4,0», запорной арматуры DN 200. Для измерения перепада давления на каждом фильтре установлены преобразователь давления измерительныйе Deltabar S PMD с калиброванным диапазоном измерений от 0 до 0,4 МПа и пределами допускаемой относительной погрешностью ±0,075 %, манометры на входе и выходе фильтра.

БИЛ состоит из трех блоков - БИЛ1, БИЛ2 и БИЛ3. В состав БИЛ1 входят две рабочие измерительные линии (далее - ИЛ). В состав БИЛ2 входит одна рабочая ИЛ. В состав БИЛ3 входит одна резервная ИЛ. В каждой ИЛ установлены следующие средства измерений:

- расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass F DN 150 и вторичным электронным преобразователем 83 (далее - преобразователь расхода) с диапазоном измерений массового расхода от 80 до 800 т/ч и пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне расхода не более ± 0,25 %;

- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

- преобразователь измерительный iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции непрерывного измерения плотности, вязкости нефти, объемной доли воды в нефти, и автоматического отбора объединенной пробы нефти для последующего определения показателей качества нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

- два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (рабочий и резервный) с диапазоном измерений от 300 до 1100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,3 кг/м3;

- два расходомера массовых Promass (рабочий и резервный) с первичным преобразователем расхода Promass E DN 40 и вторичным электронным преобразователем 40 с диапазоном измерений расхода нефти от 1 до 45 т/ч и пределами допускаемой относительной погрешности измерений не более ± 5 %;

- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (рабочий и резервный) с диапазоном измерения объемной доли воды от 0,01 % до 2,0 % и пределами допускаемой основной абсолютной погрешности измерения ± 0,05 %;

- два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7829 (рабочий и резервный) с диапазоном измерений динамической вязкости от 0,5 до 100 мПа^с и пределами допускаемой основной абсолютной погрешности измерений динамической вязкости: ±0,2 мПа^с в диапазоне от 0,5 до 10 мПа^с; ± 1 мПа^с в диапазоне от 10 до 100 мПа^с;

- прибор УОСГ-100 СКП с диапазоном измерений давления от 0 до 10 МПа и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений давления не более ± 0,1 МПа, с диапазоном измерений изменения вместимости от 0 до 3040-6 м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений изменения вместимости не более: ± 0,2-10—6 м3 - в диапазоне от 0 до 10-10—6 м3 и ±0,4-10—6 м3 - в диапазоне от 10-10—6 до 30-10—6 м3;

- анализатор давления насыщенных паров автоматический поточный MINIVAP ON—LINE с диапазоном измерения давления насыщенных паров от 0 до 1 МПа и пределом допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

— преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

— преобразователь измерительный iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;

— манометр и термометр для местной индикации давления и температуры;

— два изокинетических пробоотборника Clif Mock True Cut С—22 (рабочий и резервный);

— пробоотборник нефти ручной «Стандарт—Р» с диспергатором;

— термостатирующий цилиндр для проведения контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) поточных преобразователей плотности жидкости измерительных 7835;

— два циркуляционных насоса GSA 1,5x1x6H C A4 49 (рабочий и резервный);

— узела подключения пикнометрической установки.

В состав блока ПУ входят:

— установка поверочная двунаправленная 2—го разряда с диапазоном измерений от 40 до 400 м3/ч и пределами допускаемой основной относительной погрешности ± 0,1 %;

— два преобразователя давления измерительных Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

— два преобразователя измерительных iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;

— манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для подключения передвижной поверочной установки 1—го разряда при проведении поверки установки поверочной двунаправленной 2—го разряда либо, в случае необходимости, расходомеров массовых Promass, установленных в БИЛ. На узле подключения передвижной ПУ установлены:

— два преобразователя давления измерительных Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

— два преобразователя измерительных iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;

— манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

На входном коллекторе СИКН установлены:

— преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

— манометр для местной индикации давления;

— два индикатора фазового состояния

— пробозаборное устройство МВПТ—А—250—6,3—1п.

На выходном коллекторе СИКН установлены:

— преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

- преобразователь измерительный iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

Система обработки информации состоит из:

- два контроллера измерительных FloBoss S600 (рабочий и резервный) с пределами допускаемой относительной погрешности при вычислении массы, расхода и объема ±0,01%;

- преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н с диапазоном входного тока от 0 до 24 мА и пределами допускаемой приведенной погрешности преобразования ±0,02%.

- два автоматизированных рабочих места оператора (рабочего и резервного) на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», предназначенных для визуального отображения результатов измерений и управления технологическими режимами работы СИКН.

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 нефти (кг/м3), объемной доли воды в нефти (%), динамической вязкости нефти (мПа^с), давления насыщенных паров нефти (кПа), массового расхода нефти через БИК (т/ч);

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

- поверку и КМХ преобразователей расхода по стационарной ПУ или передвижной ПУ;

- поверку стационарной ПУ по передвижной поверочной установке 1-го разряда;

- автоматический отбор объединенной пробы нефти;

- ручной отбор точечных проб нефти;

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

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.

К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительных 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 12.12.2006 г.

К ПО верхнего уровня относится ПО програмный комплекс «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 № 01.00284-2010-015/04-2014 от 20.03.2014 г. ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО програмный комплекс «Cropos» относятся файлы «doc.exe», «poverka.exe», «dens.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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (рабочего и

резервного):

Идентификационные данные ПО ПК «Cropos» (рабочего и резервного):

Технические характеристики

Рабочая среда

Диапазон измерений массового расхода, т/ч

Рабочий диапазон температуры нефти, °С

Рабочий диапазон давления нефти, МПа:

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3

Вязкость нефти кинематическая, мм2/с

- при температуре 20 °С, не более

- в рабочем диапазоне температур

Массовая 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, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

нефть по ГОСТ Р 51858-2002 от 130 до 834 от +5 до +40 от 0,3 до 1,0 от 805 до 850

6,0

от 2,5 до 25 0,5

±0,2

±0,5

±0,3

±0,25

±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.

3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0054-14 МП.

4. Паспорт.

Поверка

осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0054-14 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 16.09.2014 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

- поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;

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

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

- рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002;

- 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.

Сведения о методах измерений

«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», аттестована ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» 19.06.2013 г., ФР.1.29.2014.16938.

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

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.