Система измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП "Чернушка", 72961-18

Назначение

Система измерений количества и показателей нефти № 380 на ПСП «Чернушка» (далее -СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «Транснефть-Урал» в качестве основной схемы учета на ПСП «Чернушка».

Описание

Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений -с помощью счетчиков-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 фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), узла подключения передвижной ПУ, системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БФ состоит из двух фильтров МИГ-ФБ-200-4,0, укомплектованных следующими средствами измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фоне по обеспечению единства измерений):

-    преобразователи давления измерительные 3051 моделей 3051TG и 3051CD (регистрационный № 14061-04);

-    манометры показывающие для точных измерений МТИф (регистрационный №34911-11), манометры показывающие для точных измерений МПТИ (регистрационный №26803-11) или манометры для точных измерений МТИ (регистрационный №1844-63);

БИЛ состоит из двух блоков БИЛ1 и БИЛ2, входного и выходного коллекторов. В состав БИЛ1 входят две рабочие измерительные линии (ИЛ) - ИЛ1 и ИЛ2. В состав БИЛ2 входят одна рабочая и одна контрольно-резервная ИЛ - ИЛ3 и ИЛ4 соответственно. На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений:

-    счетчик расходомер массовый Micro Motion CMF 400 в комплекте с электронным преобразователем модели 2700 (регистрационный № 13425-01, № 45115-16);

-    преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04) или преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

-    термопреобразователь сопротивления платиновый 65 (регистрационный № 22257-01) в комплекте с преобразователем измерительным 644 (регистрационный № 14683-04) или термопреобразователь сопротивления платиновый TR88 (регистрационный № 49519-12) в комплекте с преобразователем измерительным серии iTEMP ТМТ (регистрационный № 50138-12, № 57947-14);

-    манометр показывающий для точных измерений МТИф (регистрационный №34911-11) или манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный №26803-11);

-    термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный №303-91).

На входном коллекторе БИЛ установлены:

-    пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012 с лубрикатором;

-    преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);

-    манометр для точных измерений МТИ (регистрационный №1844-63);

На выходном коллекторе БИЛ установлены:

-    преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);

-    термопреобразователь сопротивления платиновый TR88 (регистрационный № 49519-12) в комплекте с преобразователем измерительным серии iTEMP ТМТ (регистрационный № 50138-12, № 57947-14);

-    манометр показывающий для точных измерений МТИф (регистрационный № 34911-11) или манометр показывающий для точных измерений МПТИ (рег. № 26803-11);

-    термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91).

БИК выполняет функции измерений, 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 входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный № 52638-13);

-    преобразователь плотности и вязкости FVM (регистрационный № 62129-15);

-    влагомеры поточные L (регистрационный № 25603-03, 56767-14);

-    преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);

-    термопреобразователь сопротивления платиновый TR88 (регистрационный № 49519-12) в комплекте с преобразователем измерительным серии iTEMP ТМТ (регистрационный № 50138-12, № 57947-14);

-    счетчик-расходомер массовый Micro Motion R 100 в комплекте с электронным преобразователем модели 1700 (регистрационный № 13425-01, № 45115-10) для индикации расхода нефти через БИК;

-    два пробоотборника нефти в системе автоматического отбора проб серии «С» CliF Mock c диспергатором для автоматического отбора проб;

-    пробоотборник нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;

-    прибор УОСГ-100 СКП (регистрационный № 16776-03, № 16776-11) для определения содержания свободного газа в нефти;

-    узел для подключения пикнометрической установки или эталонного плотномера;

-    манометр показывающий для точных измерений МТИф (регистрационный № 34911-11) или манометр показывающий для точных измерений МПТИ (рег. № 26803-11);

-    термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91).

Блок подключения передвижной ПУ преданзначен для подключения передвижной ПУ -

рабочего эталона 1-го или 2-го разряда (часть 2) в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256. На входе и выходе блока подключения передвижной ПУ установлены:

-    манометр показывающий для точных измерений МТИф (регистрационный № 34911-11) или манометр показывающий для точных измерений МПТИ (рег. № 26803-11);

-    термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91).

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав

СОИ входят:

-    контроллеры измерительные FloBoss S600+ (регистрационный № 57563-14);

-    барьеры искрозащиты серии Z (регистрационный № 22152-07);

-    комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе PLC (регистрационный № 15652-04, № 15652-09) или комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix PAC (регистрационный № 51228-12);

-    два автоматизированных рабочих места (АРМ) оператора (основной и резервный) на базе персонального компьютера с соответствующим программным обеспечением в комплекте с монитором и клавиатурой, принтера.

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

-    автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (мм /с) нефти, объемной доли воды в нефти (%);

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

-    поверку и контроль метрологических характеристик массомеров установленных на ИЛ по стационарной поверочной установке СР-М или по передвижной поверочной установке;

-    контроль метрологических характеристик рабочих массомеров установленных на рабочих ИЛ по контрольно-резервному массомеру установленному на контрольно-резервной ИЛ;

-    контроль метрологических характеристик поточного плотномера по эталонному плотномеру или пикнометрической установки;

-    контроль метрологических характеристик поточного плотномера с использованием результатов измерений плотности нефти ареометром в лаборатории или в БИК;

-    контроль метрологических характеристик рабочего поточного влагомера по резервному или обоих поточных влагомеров с использованием показаний лаборатории;

-    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+ и комплекса измерительно-вычислительного и управляющего на базе PLC. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится конфигурационный файл контроллеров измерительных FloBoss S600+ - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса. ПО комплекса измерительно-вычислительного и управляющего на базе o PLC не относится к метрологически значимой части ПО системы и предназначено для контроля и управления технологическими процессами.

К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Cropos», выполняющий 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, вычисление массы нетто и формирование отчетных документов. К метрологически значимой части программного комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Технические характеристики

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0189-18 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП «Чернушка». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 18.06.2018 г.

Основные средства поверки:

-    рабочий эталон 1-го или 2-го разряда (часть 2) в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1 %;

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Сведения о методах измерений

приведены в документе МН 796-2018 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП «Чернушка», аттестована ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 09.01.2018 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП «Чернушка»

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

Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»

Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»