Система измерений количества и показателей качества товарной нефти № 263 ПСП "Киенгоп" ОАО "Удмуртнефть"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества товарной нефти №263 ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть» (далее - СИКН) предназначена для определения количества и показателей качества нефти при приемо-сдаточных операциях между ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «АК «Транснефть».

Описание

Принцип СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, реализованного с помощью турбинных преобразователей расхода при проведении товарно-коммерческих операций (далее - ТКО) по блоку измерительных линий (далее - БИЛ) №1 и прямого метода динамических измерений массы нефти, реализованного с помощью массовых преобразователей расхода при проведении ТКО по БИЛ №2.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлена непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её компонентов.

СИКН состоит из следующих средств измерений (номер по Госреестру):

- счетчик расходомер массовый Micro Motion CMF-D600 (далее - МР) (№45115-10);

- преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM (далее - ТПР) (№ 16128-10);

- влагомер поточный УДВН-1пм (№ 14557- 10);

- контроллер измерительный FloBoss модели S600 (№ 14661-08);

- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10) и 1151 (№ 13849-04);

- преобразователь измерительный 244H и 444 к датчикам температуры (№ 14684-06);

- преобразователь измерительный 644 к датчикам температуры (№ 39539-08);

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП) (№15644-06);

- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827, 7829 (№ 15642-06);

- установка поверочная трубопоршневая (далее - ТПУ) СФРЮ - 1100, II разряда с диапазоном расхода от 18 до 1100 м3/ч и пределом допускаемой относительной погрешности 0,1 %;

- установка трубопоршневая (далее - ТПУ) «Сапфир М-500-2,5» II разряда с диапазоном измерений от 50 до 500 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности: 0,1 % (№ 23520-07).

Автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора на базе сертифицированного прикладного программного обеспечения. (Свидетельство о метрологической аттестации № 51009-03).

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочих диапазонах расхода;

- автоматическое измерение температуры, давления, плотности, вязкости нефти и содержание воды в нефти;

- поверку МР с применением ТПУ;

- поверку ТПР с применением ТПУ;

- поверку стационарной ТПУ с применением передвижной ТПУ;

- контроль метрологических характеристик ТПР, МР с применением ТПУ;

- контроль метрологических характеристик резервных ТПР по резервноконтрольному;

- контроль метрологических характеристик рабочего ПП по резервному (контрольному);

- определение содержания свободного газа в нефти;

- формирование и архивирование в АРМ оператора трендов измеренных величин;

- вывод на печать отчетных документов и трендов;

- защиту от несанкционированного доступа к изменению информации с помощью многоуровневой системы доступа с паролями;

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

- автоматический отбор объединенной пробы нефти;

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

Программное обеспечение

П рограммное обеспечение реализовано на базе контроллера SkadaPack In Touch 7.1. и обеспечивает:

- отображение мнемосхемы технологических процессов СИКН;

- отображение процессов поверки и контроля метрологических характеристик;

- управление объектами автоматизации - пробоотборниками, задвижками и т.д.;

- отображение на графиках и протоколах значений основных метрологических параметров за прошедший период;

- звуковое и визуальное оповещение диспетчера об аварийных событиях в ходе технологического процесса;

- создание и печать документов и выходных форм;

- просмотр и печать документов из архивов;

- пятиуровневую систему доступа.

Идентификационные данные программного обеспечения

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений имеет уровень А (в соответствии с МИ 3286-2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).

Технические характеристики

Пределы допускаемой относительной

погрешности при измерении массы нефти, %

по рабочей, резервной линиям                                             ±0,25

по резервно - контрольной линии                                          ±0,20

Диапазон измерений расхода, т/ч                                 от 150 до 1000.

Рабочая среда                           нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002

Диапазон измерений температуры нефти, °С              от плюс 15 до плюс 45

Диапазон измерений давления нефти, МПа                        от 0,25 до 0,7

Количество измерительных линий, шт.:

- БИЛ №1 (на базе ТПР)                3 (2 резервных, 1 резервно-контрольная);

- БИЛ №2 (на базе МР)                                          2 (2 рабочих).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации.                        1шт.

Инструкция по эксплуатации СИКН.                                         1 шт.

«Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества товарной нефти №263 ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть». Методика поверки».               1шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 47671-11 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества товарной нефти №263 ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть». Методика поверки», утверждённая ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 31 декабря 2010 г.

Основное поверочное оборудование:

- ТПУ СФРЮ-1100, II разряда с диапазоном расхода от 18 до 1100 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;

- ТПУ «Сапфир М-500-2,5» с диапазоном измерений от 50 до 500 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 % (Госреестр № 23520-07);

- Преобразователь плотности поточный “Solartron” модели 7835, с диапазоном измерений от 700 до 1000 кг/м3, и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,30 кг/м3 (Госреестр №15644-06).

- Допускается использование других средств измерений с характеристиками не хуже вышеуказанных.

Сведения о методах измерений

МИ 3032-2007 «Рекомендация ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 263 на ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть», утвержденная ФГУП «ВНИИР» в сентябре 2009г.

Нормативные документы

1. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти №69 от 31 марта 2005г.

2. Техническая документация СП ЗАО «ИТОМ».

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.