Система измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО "Бугурусланнефть" на ЛПДС "Похвистнево", 58532-14

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО «Бугурусланнефть» на ЛПДС «Похвистнево» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при учётно-расчетных операциях между ООО «Бугурусланнефть» и ОАО «Приволжскнефтепровод».

Описание

Измерение массы нефти проводится косвенным методом динамических измерений, реализованным с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователя плотности жидкости и системы обработки информации.

СИКН изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.

Конструктивно СИКН состоит из блока рабочих измерительных линий (БИЛ-1), блока резервных измерительных линий (БИЛ-2), 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-1 состоит из двух рабочих измерительных линий, БИЛ-2 - из одной резервной измерительной линии.

В каждой измерительной линии установлены:

-    фильтр тонкой очистки;

-    преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM 6” (Госреестр № 16128-01);

-    преобразователь давления измерительный 3051TG (Госреестр № 14061-04);

-    преобразователь измерительный 244ЕН к датчику температуры (№ 14684-04);

-    манометры и термометры.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройств щелевого типа (рабочее или резервное), установленных на выходном коллекторе СИКН. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (номер по Госреестру):

-    влагомер нефти поточный УДВН-1пм (№ 14557-05) (рабочий и резервный);

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

-    преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 (№ 15642-06);

-    измерительные преобразователи давления и температуры нефти, манометры и термометры;

-    автоматический пробоотборник Cliff Mock True Cut 2”;

-    автоматический пробоотборник «Стандарт-А»;

-    ручной пробоотборник «Стандарт-Р»;

-    индикатор расхода.

Блок ТПУ состоит из стационарной установки трубопоршневой поверочной «Сапфир-500-4,0» (Госреестр №15355-01) 2-го разряда и обеспечивает поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных. На входном и выходном коллекторах стационарной ТПУ установлены измерительные преобразователи давления и температуры нефти.

Поверка стационарной ТПУ 2-го разряда производится по передвижной ТПУ 1-го разряда.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (Госреестр № 19240-05), который осуществляют сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с аттестованным программным обеспечением, 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:

-    измерение в автоматическом режиме массы брутто и объемного расхода нефти;

-    измерение в автоматическом режиме температуры, давления и плотности нефти;

-    поверку и контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной ТПУ 2-го разряда;

-    поверку стационарной ТПУ 2-го разряда по передвижной ТПУ 1-го разряда;

-    ручной и автоматический отбор проб нефти, ввод в СОИ результатов лабораторных анализов проб нефти;

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

-    формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об отказе системы и ее составных элементах).

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.

Алгоритм вычислений и программа обработки результатов измерений автоматизированного рабочего места оператора «ФОРВАРД» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации № 67909-04 от 18.08.2004 г., ФГУП ВНИИР).

Идентификационные данные программного обеспечения (ПО):

Технические характеристики

Рабочая среда Диапазон измерений объемного расхода по СИКН, м /ч Диапазон измерений температуры, °С Диапазон измерений давления, МПа Диапазон измерений плотности нефти, кг/м Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С

нефть по ГОСТ Р 51858-2002;

от 100 до 1000; от 5 до 30; от 0,3 до 0,6; от 860 до 895;

±0,2;

±0,5;

±0,25;

±0,35.

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % 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 средства измерений

Поверка

осуществляется по документу МП 58532-14 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО «Бугурусланнефть» на ЛПДС «Похвистнево». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 05.12.2013 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

Основное поверочное оборудование:

-    поверочная установка 1 или 2 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 (Г оссреестр № 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).

Сведения о методах измерений

Выполнение измерений массы нефти производят в соответствии с методикой измерений регламентированной в документе МН 098-2010 «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО «Бугурусланнефть» на ЛПДС «Похвистнево», аттестованной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика», ФР.1.29.2011.09937.

Лист № 4 Всего листов 4

Нормативные и технические документы, распространяющиеся на систему измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО «Бугурусланнефть» на ЛПДС «Похвистнево»

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 марта 2005 г. № 69.

Рекомендации к применению

осуществление торговли.