Система измерений количества и показателей качества нефти № 581 ТПП "Когалымнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №  581

ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто нефти при ведении приемо - сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и АО «Транснефть - Сибирь».

Описание

Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений - с помощью счетчиков-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. Узел подключения передвижной ПУ установлен на открытой площадке, блок фильтров, БИЛ, БИК, блок ПУ и СОИ установлены в отапливаемом помещении.

Блок фильтров (далее - БФ) состоит их двух коллекторов DN 250, между которыми расположены три линии DN 100 с установленными на них фильтрами сетчатыми дренажными жидкостными «СДЖ-100-40», запорной арматуры DN 100. Для измерения перепада давления на коллекторах БФ установлены следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)) и технические средства:

- датчик давления 1151 (регистрационный №13849-99) или преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10);

- манометры избыточного давления МТИф (регистрационный №34911-07 или №34911-11) для местной индикации давления нефти.

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов и трех измерительных линий (далее - ИЛ) - две рабочие и одна контрольно-резервная. В состав каждой ИЛ входят:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF 300 DN 100 с электронным преобразователем серии 2700 (регистрационный № 13425-06 или №45115-10);

- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10);

- преобразователь измерительный 644, 3144Р (регистрационный № 14683-04 или № 14683-09) в комплекте с термопреобразвоателем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-01, № 22257-05 или № 22257-11) или датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08);

- манометр избыточного давления МТИф (регистрационный №34911-07 или №34911-11) для местной индикации давления нефти;

- термометр ртутный стеклянный лабораторный (регистрационный № 303-91) для местной индикации температуры нефти.

На входном коллекторе БИЛ установлено пробозаборное устройство щелевого типа.

БИК выполняет функции непрерывного измерения плотности, 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:

- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (регистрационный № 15644-01, №15644-06 или № 52638-13);

- расходомер-счетчик ультразвуковой многоканальный УРСВ «Взлет МР» (регистрационный № 28363-04);

- счетчик жидкости турбинный ТОР (регистрационный № 6965-03);

- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм    (рабочий и резервный)

(регистрационный № 14557-05, регистрационный № 14557-10);

- датчик температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08) или преобразователь измерительный 644, 3144Р (регистрационный № 14683-04 или № 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-01, № 22257-05 или № 22257-11);

- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10);

- манометр избыточного давления МТИф (регистрационный №34911-07 или №34911-11) для местной индикации давления нефти;

- термометр ртутный стеклянный лабораторный (регистрационный № 303-91) для местной индикации температуры нефти;

- два автоматических пробоотборника Пульсар-АП1 (рабочий и резервный);

- диспергатор с краном ручного отбора проб;

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

- два циркуляционных насоса (рабочий и резервный);

- узел подключения пикнометрической установки.

В состав блока ПУ входят:

- установка поверочная двунаправленная 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002, ГОСТ 8.142-2013 с диапазоном измерений от 25 до 180 м3/ч и пределами допускаемой основной относительной погрешности ± 0,1 %;

- два преобразователя давления измерительных 3051S (регистрационный № 24116-02, № 24116-08 или № 24116-13);

- два датчика температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08) или преобразователя измерительных 644, 3144Р (регистрационный № 14683-04 или № 14683-09) в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65 (регистрационный № 22257-01, № 22257-05 или № 22257-11);

- манометры избыточного давления МТИф (регистрационный №34911-07 или №34911-11) для местной индикации давления нефти;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные (регистрационный № 303-91) для местной индикации температуры нефти.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для подключения передвижной поверочной установки 1-го разряда при проведении поверки установки поверочной двунаправленной 2-го разряда.

Система обработки информации состоит из:

- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ -  03 (регистрационный

№ 19240-05);

- два автоматизированных рабочих места оператора (рабочего и резервного) на базе персонального компьютера с программным комплексом «Вектор», 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), объемного расхода нефти через БИК (м3/ч);

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

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

- автоматический отбор объединенной пробы нефти;

- ручной отбор точечных проб нефти;

- регистрация 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 (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.

К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительный ИМЦ - 03 (далее - ИМЦ - 03), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами ИМЦ - 03,

произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.

К метрологически значимой части ПО ИМЦ - 03 относится файл «oil_mm.exe», отражающий характеристики технологического объекта, на котором применяется ИМЦ - 03, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.

К ПО верхнего уровня относится ПО АРМ «Вектор», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров СИКН, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Метрологически значимая часть отсутствует.

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 доступа и паролей;

- предусмотрена физическая защита (опломбирование) промыщленных компьютеров и клавиатуры установленных в ИМЦ-03 от несанкционированного доступа;

- контроль целостности и подлинности ПО осуществляется посредством рассчета контрольных сумм исполняемых файлов по алгоритму CRC32.

Идентификационные данные ПО ИМЦ-03 приведены в таблице 1.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИМЦ-03:

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0137-16 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 581 ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 05.12.2016 г.

Основные средства поверки:

- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002, ГОСТ 8.142-2013;

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

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

- Устройства поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа УПВА-Эталон (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 29220-05);

- 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 колическтва и показателей качества нефти (СИКН) №581 ТПП «Когалмнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», аттестована ФБУ «Тюменский ЦСМ» 14.08.2018 г. ФР.1.29.2018.31542

Нормативные документы

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

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 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости»

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

Государственная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденная Приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256