Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод» предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении приемо-сдаточных операций между ОАО «АК «Транснефть» и ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез».
Описание
СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ООО ЭПЦ «Трубопроводсервис» (г. Уфа), из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 01.
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 (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 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 2517-85, 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 2517-85.
Блок ТПУ состоит из стационарной двунаправленной трубопоршневой поверочной установки для жидкости (Госреестр № 20054-00) 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: два контроллера измерительных FloBoss S600+ (Госреестр № 38623-11) основной и резервный, осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих мест оператора (далее - АРМ) основной и резервный на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенного 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 (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 ПР по стационарной поверочной установке;
- 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 СИКН содержит средства обнаружения, обозначения и устранения сбоев и искажений, которые нарушают целостность результатов измерений. Метрологически значимое программное обеспечение СИКН защищено от случайных или непреднамеренных изменений, имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
В контроллере измерительном FloBoss S600+ реализованы 10 уровней доступа: от 0 (высший) до 9 (нижний). Уровень доступа определяет, какие данные разрешается изменять. Уровень 0 зарезервирован и не может быть установлен в качестве регистрационного уровня для пользователей. 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.,
ОАО «Нефтеавтоматика» ОП ГНМЦ).
В программном комплексе АРМ оператора используется система разграничения доступа к различным функциям и настройкам, влияющим на целостность результатов измерений, с 6 уровнями доступа: от уровня «Гость» (самый низкий уровень доступа -
просмотр, не требующий ввода пароля) до уровня «Администратор» (режим разработчика). Алгоритм вычислений и программа обработки результатов измерений АРМ программного комплекса «Cropos» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации № 01.002842010-031/04-2012 от 04.06.2012 г., ОАО «Нефтеавтоматика» ОП ГНМЦ).
Идентификационные данные программного обеспечения (ПО):
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Идентификационный номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| АРМ оператора | Программный комплекс «Cropos» | 1.37 | DCB7D88F | CRC32 |
| Конфигурационный файл FloBoss S600+ | STAROL2+154 | 225 | 79D6 | CRC16 |
Технические характеристики
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Диапазон измерений объемного расхода, м3/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, сСт Массовая доля воды, %, не более Массовая доля механических примесей, %, не более Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 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 0,05 900,0 |
| Содержание свободного газа, % Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, оС Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | | отсутствует ±0,2 ±0,5 ±0,30 ±0,25 |
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 ОАО «Верхневолжскнефтепровод». Методика поверки».
Поверка
осуществляется по инструкции МП 49359-12 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 21.11.2011 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- 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);
- плотномер МД-02 (Госсреестр № 28944-08);
- 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.
Межповерочный интервал - 1 год.
Сведения о методах измерений
«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №431 на ЛПДС «Староликеево» Горьковского 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
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".
«Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденные приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.
