Система измерений количества и показателей качества нефти № 407 ЛПДС "Лопатино" АО "Транснефть-Дружба", 60784-15

Назначение

Система измерений количества и показателей качества № 407 ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть - Дружба» и ОАО «Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод» (ОАО «КНПЗ»).

Описание

Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью счетчиков нефти турбинных или преобразователя объема жидкости лопастного, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока поверочной установки (ПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые перетоки и утечки нефти.

БИЛ состоит из четырех измерительных линий (ИЛ): трех рабочих и одной контрольной ИЛ.

На каждой из рабочих ИЛ установлены следующие средства измерений:

-    счетчик нефти турбинный МИГ-250 DN 250 с диапазоном измеряемых расходов от 285 до 1900 м /ч и пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне расхода не более ± 0,15 %;

-    преобразователь давления измерительный EJX 430А с диапазоном измерений от 0 до 3,5 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

-    термопреобразователь сопротивления серии TR модификации TR200 с диапазоном измерений от минус 50 °С до 50 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На контрольной ИЛ установлены следующие средства измерений:

-    преобразователь объема жидкости лопастной Smith Meter модели M16 DN 400 с диапазоном измеряемых расходов от 200 до 2000 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности измерений не более ± 0,1 %;

-    преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным на рабочих ИЛ.

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 по ГОСТ 2517-2012 и установленное на выходном коллекторе БИЛ.

В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    два преобразователя плотности жидкости измерительных модели 7835 (основной и резервный) с диапазоном измерений от 300 до 1100 кг/м и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,3 кг/м3;

-    два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7827 (основной и резервный) в комплекте с устройствами измерения параметров жидкости и газа

Лист № 2 Всего листов 5

модели 7951, с диапазоном измерений от 1 до 100 мПас и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 1 %;

-    два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (основной и резервный) с диапазоном измерения объемной доли воды от 0,01 % до 2,0 % и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерения ± 0,05 %;

-    преобразователь давления измерительный EJA 530А с диапазоном измерений от 0,1 до 0,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

-    два термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (основной и резервный) с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;

-    расходомер UFM 3030K DN 25 с диапазоном измеряемых расходов от 0,9 до 20 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 5 %;

-    два автоматических пробоотборника модели Clif Mock True Cut C-22;

-    пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт - Р», выполненный по ГОСТ 2517-2012;

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

В состав блока ПУ входят:

-    установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB 2-го разряда с диапазоном измерений от 200 до 2000 м /ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;

-    два преобразователя давления измерительных 3051 с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

-    два преобразователя измерительных 644 в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65, с диапазоном измерений от минус 50 °С до 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;

-    манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку полученной информации. В состав СОИ входят:

-    два контроллера измерительно-вычислительных 0MNI-6000 с пределами допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения объема при стандартных условиях ± 0,025 %;

-    автоматизированное рабочее место оператора «ОЗНА-Flow» (основное) и автоматизированное рабочее место оператора «Rate. АРМ оператора УУН» (резервное) на базе персональных компьютеров, 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 3 002-2006 и методиками поверки для СИ входящих в состав СИКН.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение объема нефти в БИЛ;

-    автоматическое измерение давления и температуры нефти в БИК и БИЛ;

-    автоматическое измерение объемного влагосодержания в нефти в БИК;

-    автоматическое измерение плотности нефти в БИК;

-    автоматическое измерение вязкости нефти в БИК;

-    автоматическое измерение расхода нефти в БИК;

-    автоматический и ручной отбор пробы нефти в БИК;

-    автоматическое вычисление массы брутто нефти;

-    автоматизированное вычисление массы нетто нефти;

-    поверку и контроль метрологических характеристик лопастного и турбинных преобразователей расхода жидкости по стационарной двунаправленной трубопоршневой поверочной установке;

Лист № 3 Всего листов 5

-    поверку стационарной поверочной трубопоршневой двунаправленной установки по передвижной ПУ 1-го разряда;

-    регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов (часового, двухчасового, оперативного, сменного, суточного, журнала регистрации показаний СИКН), протоколов контроля метрологических характеристик и поверки, 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 измерительно-вычислительных OMNI-6000. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система, обеспечивающая общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций согласно заложенным алгоритмам, хранение калибровочных таблиц, загрузку и хранение конфигураций, обработку и передачу данных согласно текущей конфигурации контроллера.

К ПО верхнего уровня относятся ПО автоматизированного рабочего места оператора «ОЗНА-Flow» (основное), свидетельство об аттестации программного обеспечения № 40014-11 от 31.03.2011 г., выдано ФГУП «ВНИИР», и ПО автоматизированного рабочего места оператора «Rate. АРМ оператора УУН» (резервное), свидетельство об аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27.12.2011 г., выдано ФГУП «ВНИИР».

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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО контроллеров измерительно-вычислительных

OMNI-6000

Идентификационные данные ПО ПК «ОЗНА-Flow»

Идентификационные данные ПО ПК «Rate. АРМ оператора УУН»

Технические характеристики

Рабочая среда Диапазон измерений объемного расхода, м /ч Рабочий диапазон температуры нефти, °С Рабочий диапазон давления нефти, МПа Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 Рабочий диапазон вязкости нефти, мм /с Массовая доля воды в нефти, %, не более Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С, не более

нефть по ГОСТ Р 51858-2002 от 285 до 1900 от 3 до 35 от 0,2 до 0,6 от 800 до 900 от 6 до 35 0,5,

± 0,2;

± 0,5;

± 0,3;

± 0,25;

± 0,35.

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %, не более

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3, не более

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %, не более

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %, не более

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 № 407 ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0062-2014 МП.

Поверка

осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0062-14 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 407 ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть -Дружба». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 25.12.2014 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

-    передвижная поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;

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

-    рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002;

-    рабочий эталон вязкости жидкостей 2-го разряда по ГОСТ 8.025-96, либо преобразователь вязкости жидкости 7829 Master с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,5%;

-    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

Рекомендация «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 407, расположенной на ЛПДС «Лопатино» Куйбышевского РУ ОАО «МН «Дружба», регистрационный код в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2010.07655.

Нормативные и технические документы, распространяющиеся на систему измерений количества и показателей качества нефти № 407 ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть -Дружба»

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.