Система измерений количества и показателей качества нефти № 268 ПСП "Ножовка" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 268 ПСП «Ножовка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и автоматизированных измерений массы нетто нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «Транснефть - Прикамье».

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 и узел подключения передвижной ПУ установлены на открытой площадке, БИЛ, БИК, блок ПУ и СОИ установлены в отапливаемом помещении.

Блок фильтров состоит их двух коллекторов DN 150, двух фильтров сетчатых с быстросъемной крышкой «МИГ-ФБ-100-6,3», запорной арматуры DN 100. Для измерения перепада давления на каждом фильтре установлены преобразователь давления измерительныйе Deltabar S PMD75 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16781-02), манометры на входе и выходе фильтра.

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов и двух измерительных линий (ИЛ) -одна рабочая и одна резервная. В каждой ИЛ установлены следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде):

- расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass F DN 150 и вторичным электронным преобразователем 83 (регистрационный № 15201-05);

- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP41 (регистрационный № 23360-02);

- преобразователь измерительный iTemp TMT (регистрационный № 26240-03) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 26239-06);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На входном коллекторе БИЛ установлено пробозаборное устройство щелевого типа.

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. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде):

- два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (рабочий и резервный) (регистрационный № 15644-06);

- два расходомера массовых Promass (рабочий и резервный) с первичным преобразователем расхода Promass E DN 40 и вторичным электронным преобразователем 40 (регистрационный № 15201-05);

- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (рабочий и резервный) (регистрационный № 14557-05);

- два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7829 (рабочий и резервный) (регистрационный № 15642-06);

- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP41 (регистрационный № 23360-02);

- преобразователь измерительный iTemp TMT (регистрационный № 26240-03) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 26239-06);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры;

- устройство для определения содержания свободного газа в нефти УОСГ-100 СКП;

- две системы автоматического отбора образцов Clif Mock серии С (рабочая и резервная);

- 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 (рабочий и резервный);

- узела подключения пикнометрической установки.

В состав блока ПУ входят:

- установка поверочная двунаправленная 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 с диапазоном измерений от 14 до 140 м3/ч и пределами допускаемой основной относительной погрешности ±0,1 %;

- два преобразователя давления измерительных Cerabar M PMP41 (регистрационный № 23360-02);

- два преобразователя измерительных iTemp (регистрационный № 26240-03) в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновымы серии TR модели TR 10 (регистрационный № 26239-06);

- 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 PMP41 (регистрационный № 23360-02);

- два преобразователя измерительных iTemp TMT (регистрационный № 26240-03) в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновымы серии TR модели TR 10 (регистрационный № 26239-06);

- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

На выходном коллекторе СИКН установлены:

- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP41 (регистрационный № 23360-02);

- преобразователь измерительный iTemp TMT (регистрационный № 26240-03) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 26239-06);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры;

- два индикатора фазового состояния потока ИФС-1В-700.

Система обработки информации состоит из:

- два контроллера измерительных FloBoss S600   (рабочий и резервный)

(регистрационный № 14661-02);

- комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе PLC (регистрационный № 15652-04);

- преобразователи измерительные (барьеры искрозащиты) серии ^Z600 (регистрационный № 28979-05);

- 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 контроллеров измерительных FloBoss S600 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 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. 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.

У ровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (рабочего и резервного)

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ПК «Cropos» (рабочего и резервного)

Технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Таблица 4 - Технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта на СИКН типографским способом.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0135-16 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 268 ПСП «Ножовка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 25.11.2016 г.

Основные средства поверки:

- рабочий эталон 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002;

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

- рабочий эталон вязкости жидкостей 2 разряда по ГОСТ 8.025-96;

- рабочий эталон объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2 разряда по ГОСТ 8.614-2013;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39214-08);

- калибратор давления модульный MC2-R (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28899-05);

- калибратор температуры АТС-140В (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 20262-07);

- магазин   сопротивлений Р4831 (регистрационный   номер в   Федеральном

информационном фонде 6332-77).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки СИКН наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 268 ПСП «Ножовка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», аттестована ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 11.11.2016 г.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений

плотности

ГОСТ 8.025-96 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений вязкости жидкостей

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов