Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Комсомольский»
ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (далее по тексту - СИКН) предназначена для измерений массы нефти при расчетно-коммерческих операциях.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью расходомеров массовых (далее по тексту - МПР). 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 фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), выходного коллектора, блока подключения передвижной поверочной установки (ПУ), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БФ состоит из входного и выходного коллекторов и трех линий.
На каждой линии установлены следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №)) и технические средства:
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13) или датчик давления Метран-100 (регистрационный № 22235-08) или датчик давления Метран-55 (регистрационный № 18375-03) или датчик давления типа КМ35 (регистрационный № 56680-14);
- манометры для местной индикации давления.
БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF (регистрационный № 13425-06);
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13) или датчик давления Метран-100 (регистрационный № 22235-08) или датчик давления Метран-55 (регистрационный № 18375-03) или датчик давления типа КМ35 (регистрационный № 56680-14);
- манометр для местной индикации давления.
БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-05 и 14557-15);
- расходомер-счетчик ультразвуковой «ВЗЛЕТ-МР» (регистрационный № 28363-14);
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13) или датчик давления Метран-100 (регистрационный № 22235-08) или датчик давления Метран-55 (регистрационный № 18375-03) или датчик давления типа КМ35 (регистрационный № 56680-14);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) или датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08);
- два пробоотборника автоматических «Вира» для автоматического отбора проб;
- пробоотборник ручной для ручного отбора проб;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе СИКН установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13) или датчик давления Метран-100 (регистрационный № 22235-08) или датчик давления Метран-55 (регистрационный № 18375-03) или датчик давления типа КМ35 (регистрационный № 56680-14);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) или датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Блок подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МНР по передвижной ПУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту - контроллеры) (регистрационные №№ 38623-11 и 64224-16), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора (далее по тексту - АРМ оператора), оснащенное средствами отображения, управления и печати.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерений массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МНа), 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 КМХ МНР по блоку НУ;
- КМХ МНР, установленого на рабочей ИЛ, по МНР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (НО), реализованное в контролерах и в АРМ оператора.
Идентификационные данные НО СИКН приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные НО СИКН
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| программный комплекс АРМ оператора | контроллеры |
| регистрационный № 38623-11 | регистрационный № 64224-16 |
| Идентификационное наименование НО | «NGI FLOW.dll» | LinuxBinary.app |
| Номер версии (идентификационный номер) НО | 1.0.0.0 | 06.09с | 06.21 |
| Цифровой идентификатор НО | 92B3B72D | - | 6051 |
Уровень защиты НО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 60 до 263 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть товарная |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность в рабочем диапазоне, кг/м3 - давление, МПа, не более - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | от 850 до 895 1,0 от +1 до +45 0,5 0,05 100 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 400±40, 230±23 50±0,4 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -47 до +38 от 20 до 90 от 100 до 104 |
| Средний срок службы, лет Средняя наработка на отказ, ч | 15 20 000 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность СИ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Комсомольский» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», зав. № 101397760 | - | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 381.00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0293-19 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0293-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Комсомольский» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»
23.10.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда (установка поверочная стационарная с расходомером) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав
СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
представлены в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Комсомольский» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», ФР.1.29.2015.21842
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Комсомольский» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»
Приказ Минэнерго России № 179 от 15.03.2016 г. 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
Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. 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
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
77821-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0293-19 МПСкачать12.3 Мб