Система измерений количества и показателей качества нефти № 431 на ЛПДС "Староликеево" Горьковского РНУ АО "Транснефть-Верхняя Волга"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ АО «Транснефть-Верхняя Волга» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении приемо-сдаточных операций между Г орьковским РНУ филиалом АО «Транснефть-Верхняя Волга» и ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез».

Описание

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

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

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

БИЛ состоит из трех рабочих и одной резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

-    преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM DN10” (№ 16128-10);

-    преобразователи давления измерительные 3051 (№ 14061-10);

-    датчики температуры 644 (№ 39539-08);

-    манометры и термометры 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 входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-01);

-    преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7827 (№ 15642-01);

-    преобразователи давления измерительные 3051 (№ 14061-99);

-    преобразователи измерительные 644 к датчикам температуры (№ 14683-00) в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65 (№ 22257-01);

-    автоматические пробоотборники Проба-1М;

-    манометры и термометры для местной индикации давления и температуры;

-    ручное пробоотборное устройство по ГОСТ 2517-2012.

Блок ТПУ состоит из стационарной двунаправленной трубопоршневой поверочной установки для жидкостей фирмы “Daniel” типоразмера 2-30-36-12 заводской № MDP-508, с диапазоном измерений от 200 м3/ч до 2000 м3/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 преобразователей расхода жидкости турбинных.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: три контроллера измерительных FloBoss S600+ (Госреестр № 38623-11) и два автоматизированных рабочих места оператора (основное и резервное) на базе персональных компьютеров с программным комплексом «Cropos» оснащеных монитором, клавиатурой и печатающим устройством (далее - АРМ). Два контроллера измерительных FloBoss S600+ (основной и резервный), осуществляют сбор измерительной информации и формирование отчетных данных. Один контроллер измерительный FloBoss S600+ предназначен для проведения поверок и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных MVTM DN10” по стационарной двунаправленной трубопоршневой поверочной установке для жидкости.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006 и методиками поверки средств измерений, входящих СИКН.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);

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

-    автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3)

нефти;

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

-    поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных MVTM DN10” по стационарной поверочной установке;

-    поверку стационарной трубопоршневой поверочной установки 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 4 (3 рабочие 1 резервная) от 660 до 2500 от +4 до +35 от 0,24 до 0,85

от 839,0 до 906,0

от 8 до 40 1,0

±0,25

Количество измерительных линий, шт Диапазон измерений объемного расхода, м /ч Диапазон измерений температуры нефти, оС Диапазон измерений рабочего давления, МПа Диапазон измерений плотности нефти в рабочем диапазоне температур, кг/м3 Вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температур, мм2/с Массовая доля воды, %, не более Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто 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 №431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ АО «Транснефть-Верхняя Волга». Методика поверки. НА.ГНМЦ.0080-15 МП».

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0080-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ АО «Транснефть-Верхняя Волга». Методика поверки», утверждённому ПАО «Нефтеавтоматика» 03.08.2015 г.

Знак поверки СИКН наносится на свидетельство о поверке.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

-    установка поверочная на базе весов ОГВ или образцовых мерников 1-го разряда, либо передвижная поверочная установка 1 разряда по ГОСТ Р 8.510-2002;

-    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 %;

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

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

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

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №431 на ЛПДС «Староликеево» Г орьковского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 01.11.2011 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2011.11012 (с изменением №1 от 29.05.2015г.).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ АО «Транснефть-Верхняя Волга»

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

2.    МИ 3532-2015 «ГСИ. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти».