Система измерений количества и показателей качества нефти № 545 в районе ЛПДС "Апрельская" ТПП "Когалымнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", 56739-14

Назначение

Система измерений количества и показателей качества № 545 в районе ЛПДС «Апрельская» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и Сургутским УМН ОАО «Сибнефтепровод».

Описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ОАО «Нефтеавтоматика» (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 прямым методом динамических измерений - с помощью расходомеров массовых.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока поверочной трубопоршневой установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки.

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

-    расходомер массовый Promass 83F (№ 15201-05);

-    преобразователь давления измерительный 40.4385 (№ 40494-09);

-    термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (№32460-06);

-    манометр и термометр 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 выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

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

-    два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (№ 14557-05);

-    преобразователь давления измерительный 40.4385 (№ 40494-09);

-    термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (№32460-06);

-    два устройства пробозаборных щелевого типа по ГОСТ 2517-85;

-    два автоматических пробоотборника «Стандарт А-50»;

-    пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р-50» с диспергатором;

-    манометры и термометры для местной индикации давления и температуры;

-    расходомер массовый Promass 40Е (№ 15201-05).

Блок ТПУ состоит из установки поверочной трубопоршневой двунаправленной

3

Лист № 2 Всего листов 5

комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИК и обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик расходомеров массовых.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss модели S600 (Госреестр № 38623-08), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора (основное и резервное) на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных 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 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 (кг/м ), содержания воды (%) в нефти;

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

-    поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых по стационарной поверочной установке в комплекте с поточным преобразователем плотности;

-    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 (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (далее - контроллеров), свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров № 1551014-06 от 12.12.2006 г., выдано ФГУП «ВНИИР». К метрологически значимой части ПО 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 программного комплекса «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 № 01.00284-2010-031/04-2012 от 04.06.2012 г., выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО программного комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».

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 «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Рабочая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002;

от 150 до 620; от 5 до 40; от 0,2 до 4; от 800 до 910; от 1 до 25; 0,5;

±0,2;

±0,5;

±0,3;

±0,25;

±0,35;

Рабочий диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч Рабочий диапазон температур нефти, °С Рабочий диапазон давлений нефти, МПа Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм /с Массовая доля воды в нефти, %, не более Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, °С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления нефти, %

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, %

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 № 545 в районе ЛПДС «Апрельская» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0034-13 МП.

Поверка

осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0034-13 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 545 в районе ЛПДС «Апрельская» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 29.10.2013 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

-    установка поверочная на базе весов ОГВ или эталонных мерников 1-го разряда, либо передвижная поверочная установка 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002;

-    установка поверочная трубопоршневая двунаправленная с диапазоном измерений от 40 до 400 м3/ч (Госреестр № 20054-06);

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

-    плотномер МД-02 (Госреестр № 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.

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 545 в районе ЛПДС «Апрельская» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 22.10.2013 г.

Нормативные и технические документы, распространяющиеся на систему измерений количества и показателей качества нефти № 545 в районе ЛПДС «Апрельская» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

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.