Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении приемо-сдаточных операций между АО «Транснефть -Западная Сибирь» и АО «Транснефть - Сибирь».

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), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла регулирования давления. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов DN700, 4-х рабочих, 2-х резервных измерительных линий (ИЛ) DN250 и 1 контрольной ИЛ DN400. В каждой из рабочих и резервных ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    фильтр сетчатый с быстросъемной крышкой МИГ-ФБ 250, в комплекте с преобразователем давления измерительным EJX110 (Госреестр № 28456-09);

-    преобразователь расхода турбинный серии модели RQ-250 (Госреестр № 14070-03) либо преобразователь расхода турбинный HTM 10 (Госреестр № 56812-14);

-    преобразователь давления измерительный EJX530A Госреестр № 28456-09);манометр показывающий МП 160 (Госреестр № 47452-11));

-    преобразователь измерительный температуры 644 (Госреестр № 14683-09) в комплекте с платиновым термометром сопротивления 065 (Госреестр № 22257-11);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 1 (Госреестр № 303-91);

-    запорная арматура.

В состав контрольной ИЛ входят:

-    счетчик (преобразователь) объема жидкости эталонный лопастной Smith Meter модели M16-S3 (Госреестр № 18307-99);

-    преобразователь давления измерительный EJX530A (Госреестр № 28456-09);

-    манометр показывающий МП 160 (Госреестр № 47452-11);

-    преобразователь измерительный температуры 644 (Госреестр № 14683-09) в комплекте с платиновым термометром сопротивления 065 (Госреестр № 22257-11);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 1 (Госреестр № 303-91);

-    запорная арматура.

БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров качества нефти, а также 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);

-    пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;

-    два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (рабочий и резервный) (Госреестр № 52638-13);

-    два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных 7829 (рабочий и резервный) (Госреестр № 15642-06);

-    два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (рабочий и резервный) (Госреестр № 14557-10);

-    преобразователь давления измерительный EJX530A (Г осреестр № 28456-09);

-    манометр показывающий МП160 (Г осреестр № 47452-11);

-    преобразователь измерительный температуры 644 (Госреестр № 14683-09) в комплекте с платиновым термометром сопротивления 065 (Госреестр № 22257-11);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91));

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 1(Госреестр № 303-91));

-    анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти при высоком давлении NEX XT (Госреестр № 47395-11);

-    преобразователь расхода жидкости ультразвуковой UFM 3030 (Госреестр № 48218-11);

-    две системы автоматического пробоотбора Clif Mock;

-    пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт-Р»;

-    термостатируемый цилиндр;

-    место для подключения пикнометрической установки и устройства для определения содержания свободного газа в нефти.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных Floboss S600 (Госреестр № 57563-14), 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.

Проведение поверки преобразователей расхода, установленных в рабочих, резервных и контрольной ИЛ, проводят с помощью стационарной установки поверочной трубопоршневой (далее - ТПУ) двунаправленной 1-го разряда с диапазоном расходов нефти от 30 до 1775 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 % в комплекте с преобразователями давления, температуры, манометрами и термометрами. Проведение поверки преобразователей расхода, установленных в рабочих и резервных ИЛ, возможно также с помощью счетчика (преобразователя) объема жидкости эталонного лопастного Smith Meter модели M16-S3, установленного в контрольной ИЛ.

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, динамической вязкости нефти, объемной доли воды и серосодержания в нефти;

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

-    автоматическое вычисление кинематической вязкости нефти, массовой доли воды;

-    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 по стационарной ТПУ;

-    поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода турбинных, установленных в рабочих и резервных ИЛ, по счетчику (преобразователю) объема жидкости эталонному лопастному Smith Meter модели M16-S3, установленному в контрольной ИЛ;

-    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). 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

рабочий диапазон объёмного расхода нефти, м3/ч    от 380 до 4800

рабочий диапазон вязкости нефти, мм /с    от 0,5 до 50,0

рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3    от 750 до 950

рабочий диапазон температуры нефти, °С    от минус 10 до плюс25

рабочий диапазон давления нефти, мпа    от 0,24 до 1,6

массовая доля воды, %, не более    1,0

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 и м е ч а н и е: 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 № 96 Омской ЛПДС». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0070-15 МП.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0070-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 16.02.2015 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);

-    манометры грузопоршневые МП, класс точности 0,005.

Знак поверки на носится на свидетельство о поверке СИКН.

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС», аттестована ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика»

24.11.2014 г., ФР.1.29.2014.19151.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС

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