Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН "Субханкулово"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ОАО АНК «Башнефть» и АО «Транснефть-Урал».

Описание

Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.

Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс 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 измерительных линий (ИЛ): три рабочие ИЛ и одна резервная ИЛ. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений:

-    преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM DN 4" (далее - ТПР) с диапазоном измерений расхода от 30 до 300 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне расхода ±0,15 %;

-    преобразователь давления измерительный 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до

5,516 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5 %;

-    датчик давления Сапфир-22МТ с диапазоном измерений от 0 до 0,4 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности ±2,5 % (для контроля перепада давления на фильтрах);

-    манометр показывающий для точных измерений МТИ с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и класса точности 0,6;

-    преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от минус 50°С до 150°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2°С;

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 с диапазоном измерений от 0 °С до 55 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2°С.

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:

-    два насоса прокачки нефти через БИК (рабочий и резервный);

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

Лист № 2 Всего листов 5

-    два преобразователя вязкости жидкости измерительных 7829 (рабочий и резервный) с пределами допускаемой основной абсолютной погрешности при преобразовании динамической вязкости: ±0,2 мПас в диапазоне от 0,5 до 10 мПас; ±1,0 % от полной шкалы диапазона в диапазоне от 10 до 100 мПас;

-    два влагомера поточных модели L (рабочий и резервный) с диапазоном измерений объемной доли воды от 0 % до 4 % и пределами допускаемой основной абсолютной погрешности: ±0,05 % при измерениях объемной доли воды от 0 % до 2 %; ±0,1 % при измерениях объемной доли воды от 2 % до 4 %;

-    преобразователь давления измерительный 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до

5,516 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5 %;

-    преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от минус 50 °С до 150 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С;

-    манометр показывающий для точных измерений МТИ с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и класса точности 0,6;

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 с диапазоном измерений от 0 °С до 55 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С;

-    счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш с пределами допускаемой относительной погрешности ± 5,0 %;

-    автоматический пробоотборник «Clif Mock» серии «С-22» (рабочий и резервный);

-    ручной пробоотборник «Стандарт - Р-50»;

-    два индикатора фазового состояния потока ИФС-1В-700М;

-    узел подключения пикнометрической установки и УОСГ.

Блок ПУ обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных и состоит из:

-    установки трубопоршневой поверочной двунаправленная фирмы «Smith Meter Inc.», с диапазоном измеряемых расходов от 30 до 300 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;

-    двух преобразователей давления измерительных 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до 5,516 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5 %;

-    двух манометров показывающих для точных измерений МТИ с диапазоном измерений от 0 до 1,6 МПа и класса точности 0,6;

-    двух преобразователей измерительный 3144 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от 0 °С до 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С;

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 с диапазоном измерений от 0 °С до 55 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных Floboss S600 с пределами допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объема, массы ± 0,01 %, осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора программным комплексом «Cropos» (далее -ПК «Cropos») (основное и резервное) на базе персонального компьютера, 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 объемного расхода нефти в рабочем диапазоне расходов по измерительной линии и в целом по СИКН;

-    автоматическое измерение температуры, давления, плотности нефти и объемной доли воды в нефти;

-    автоматическое вычисление массы брутто нефти по результатам измерений объемного расхода, плотности, температуры и давления нефти;

-    вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений в БИК и в испытательной лаборатории содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

-    поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной или передвижной поверочной установке;

-    автоматический отбор объединенной пробы рабочей среды;

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

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 № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011 г., выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». 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 ПК «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 ПК «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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (рабочего и резервного):_

Идентификационные данные ПО ПК «Cropos» (рабочего и резервного):

Технические характеристики

Рабочая среда    нефть по ГОСТ Р 51858-2002;

Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч    от 90 до 390

Рабочий диапазон температуры нефти, °С    от 10 до 30

Рабочий диапазон давления нефти, МПа    от 0,2 до 1,0

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м    от 845 до 895

Вязкость нефти, мм2/с    не более 40

Объемная доля воды в нефти, %, не более    0,5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений

температуры, °С    ±0,2; Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений

давления, %    ±0,5; Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений

плотности нефти, кг/м    ±0,3; Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы брутто нефти, %    ±0,25; Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы нетто нефти, %    ±0,35.

П р име ча н ие - В процессе эксплуатации изменение значения вязкости нефти от значения вязкости нефти при проведении поверки ТПР не должно превышать ± 15 мм2/с.

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 № 370 на ППСН «Субханкулово». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0060-14 МП.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0060-14 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 15.12.2014 г. Перечень эталонов применяемых при поверке:

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

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

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

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

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

-    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 № 370 на ППСН «Субханкулово», аттестована ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» 12.12.2011 г.

Нормативные и технические документы, распространяющиеся на систему измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово»

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», утвержденны приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69.

Рекомендации к применению

осуществление торговли.