Система измерений количества и показателей качества нефти № 425 на ЛПДС "Салават" Туймазинского НУ, 63818-16

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти.

Описание

Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений -с помощью расходомеров массовых.

Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.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 четырех рабочих, одной резервной и одной контрольно-резервной измерительных линий. На каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

-    расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass F DN 150 и вторичным электронным преобразователем 83 (№ 15201-07)

-    преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10);

-    преобразователь измерительный 644 (№ 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-11);

-    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 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    расходомер UFM 3030 DN 25 (№ 32562-09);

-    два преобразователя плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-06);

-    два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (№ 14557-10);

-    два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7829 (№ 15642-06);

-    преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10);

-    два преобразователя измерительных 644 (№14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-11);

-    два автоматических пробоотборника Clif Mock;

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

-    манометр и два термометра для местной индикации давления и температуры;

Блок ТПУ состоит из установки трубопоршневой поверочной двунаправленной Smith Meter ® «Bi-Di Prover» заводской № 9893-PR-01, с диапазоном измерений от 40 до 400 м /ч и пределами допускаемой относительной погрешности 0,05% при поверке установкой поверочной на базе весов ОГВ или образцовых мерников 1-го разряда, пределами допускаемой относительной погрешности 0,10% при поверке посредством передвижной поверочной установки 1 разряда, в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИК, и обеспечивает проведение поверки и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: четыре контроллера измерительных FloBoss модели S600+ (Госреестр № 38623-11), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора (далее - АРМ) 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), вязкости (сСт) нефти, 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 перобразователем 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 (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров). 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. 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., ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» ).

К ПО верхнего уровня относится ПО программный комплекс «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 ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО программный комплекс «Cropos» относится файл «metrology.dll». Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Технические характеристики

Рабочая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002 от 194,35 до 833,17 от плюс 2,6 до плюс 28,0 от 0,4 до 1,6 от 845 до 890 от 14,6 до 70,0 0,5

± 0,2

± 0,5

± 0,3

± 0,25

± 0,35

Рабочий диапазон измерений массового расхода, т/ч Рабочий диапазон температуры нефти, оС Рабочий диапазон давления, МПа Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м Рабочий диапазон вязкости нефти, мм /с Массовая доля воды, %, не более Пределы допускаемой абсолютной погрешности

»-»    о/"ч

измерений температуры, С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, %

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 № 425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ. Методика поверки. НА.ГНМЦ.0089-15 МП».

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0089-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» 26.10.2015 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

-    передвижная поверочная установка 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002 либо установка поверочная на базе весов ОГВ или образцовых мерников 1 разряда по ГОСТ 8.400-80;

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

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

-    рабочий эталон вязкости по ГОСТ 8.025-96 с пределами допускаемой приведенной погрешности измерений динамической вязкости не более ±0,5 %;

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

-    магазин сопротивлений Р4831 (Госреестр № 6332-77);

-    калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05);

-    калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07).

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ, утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 20.06.2012 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2012.12673 (с изменением №1 от 15.03.2013 и изменением №2 от 03.08.2015).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №425 на ЛПДС «Салават» Туймазинского НУ

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

2.    РМГ 100-2010 «ГСИ. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти».