Система измерений количества и показателей качества нефти № 431 на ЛПДС "Староликеево" Горьковского РНУ ОАО "Верхневолжскнефтепровод", 49359-12

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод» предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении приемо-сдаточных операций между ОАО «АК «Транснефть» и ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез».

Описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ООО ЭПЦ «Трубопроводсервис» (г. Уфа), из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 01.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных и системы обработки информации.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), 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 состоит из трех рабочих и одной резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

-    преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM DN10” (№ 16128-10);

-    преобразователи давления измерительные 3051 (№ 14061-10);

-    датчики температуры 644 (№ 39539-08);

-    манометры и термометры 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, установленное на входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-01);

-    преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7827 (№ 15642-01);

-    преобразователи давления измерительные 3051 (№ 14061-99);

-    преобразователи измерительные 644 к датчикам температуры (№ 14683-00) в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65 (№ 22257-01);

-    автоматические пробоотборники Проба-1М;

-    манометры и термометры для местной индикации давления и температуры;

-    ручное пробоотборное устройство по ГОСТ 2517-85.

Блок ТПУ состоит из стационарной двунаправленной трубопоршневой поверочной установки для жидкости (Госреестр № 20054-00) в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИК и обеспечивает проведение поверки и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных.

Лист № 2 Всего листов 4

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss S600+ (Госреестр № 38623-11) основной и резервный, осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих мест оператора (далее - АРМ) основной и резервный на базе персонального компьютера с программным комплексом «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 объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);

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

-    автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3) нефти;

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

-    поверку и контроль метрологических характеристик ПР по стационарной поверочной установке;

-    поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;

-    автоматический отбор объединенной пробы нефти;

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

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.

В контроллере измерительном FloBoss S600+ реализованы 10 уровней доступа: от 0 (высший) до 9 (нижний). Уровень доступа определяет, какие данные разрешается изменять. Уровень 0 зарезервирован и не может быть установлен в качестве регистрационного уровня для пользователей. Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений массы нефти контроллера измерительного «FloBoss S600+» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации №01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011 г., ОАО «Нефтеавтоматика» ОП ГНМЦ).

В программном комплексе АРМ оператора используется система разграничения доступа к различным функциям и настройкам, влияющим на целостность результатов измерений, с 6 уровнями доступа: от уровня «Гость» (самый низкий уровень доступа -просмотр, не требующий ввода пароля) до уровня «Администратор» (режим разработчика). Алгоритм вычислений и программа обработки результатов измерений АРМ программного комплекса «Cropos» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации № 01.002842010-031/04-2012 от 04.06.2012 г., ОАО «Нефтеавтоматика» ОП ГНМЦ).

Идентификационные данные программного обеспечения (ПО):

Рабочая среда    нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Диапазон измерений объемного расхода, м /ч    от 660 до 2500

Диапазон измерений температуры нефти, оС    от 4 до 35

Диапазон измерений рабочего давления, МПа    от 0,24 до 0,85 Диапазон измерений плотности нефти в рабочем

диапазоне температур, кг/м    от 839,0 до 906,0 Вязкость кинематическая в рабочем диапазоне

температур, сСт    от 8 до 40

Массовая доля воды, %, не более    1,0

Массовая доля механических примесей, %, не более    0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более    900,0

Содержание свободного газа, %    отсутствует Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений температуры, оС    ±0,2 Пределы допускаемой приведенной погрешности

измерений давления, %    ±0,5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений плотности нефти, кг/м3    ±0,30 Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы брутто нефти, %    ±0,25 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 №431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод». Методика поверки».

Поверка

осуществляется по инструкции МП 49359-12 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 21.11.2011 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

-    поверочная установка 1 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).

Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.

Межповерочный интервал - 1 год.

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в

г. Казань 01.11.2011 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2011.11012

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №431 на ЛПДС «Староликеево» Г орьковского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод»

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

«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.