Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №1555 на ПСП «Ленск» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматического учета нефти, поступающей на ПСП от объектов нефтедобычи ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» и подаваемой на вход НПС-12 для транспортировки по магистральному нефтепроводу трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» ООО «Транснефть-Восток».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы преобразователей массового расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В состав СИКН входят:
- блок фильтров;
- блок измерительных линий (БИЛ);
- пробозаборное устройство щелевого типа;
- блок измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК);
- система сбора, обработки информации и управления (далее по тексту - СОИ);
- система дренажа.
В составе СИКН применены средства измерений (СИ) утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
| Наименование типа средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модификации CMF 400) с измерительными преобразователями серии 2700 и (или) счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модели CMF 400) с электронными преобразователями модели 2700 (далее по тексту - СРМ) | 45115-10 45115-16 |
| Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-11 |
| Наименование типа средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Преобразователи измерительные Rosemount 644 | 56381-14 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-10 14061-15 |
| Датчики давления ДМ5007 | 14753-11 |
| Расходомер ультразвуковой UFM 3030 | 48218-11 |
| Весы лабораторные электронные GZH | 38226-08 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее по тексту - ИВК) | 57563-14 64224-16 |
| Комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix | 42664-09 |
| Преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К | 22153-08 |
| Преобразователи измерительные (барьеры искрозащиты) серии ^Z600 | 47073-11 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835) | 15644-06 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829) | 15642-06 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее по тексту - ВП) | 14557-10 |
| Манометры МП показывающие и сигнализирующие | 59554-14 |
| Манометры показывающие для точных измерений МПТИ | 26803-11 |
| Манометры для точных измерений типа МТИ | 1844-15 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
В составе СИКН применяются СИ давления, плотности и вязкости, указанные в таблице 2.
Таблица 2 - СИ
| Наименование типа средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Преобразователи давления измерительные EJX | 28456-09 |
| Преобразователи плотности и расхода CDM | 63515-16 |
| Преобразователи плотности и вязкости модели FVM | 62129-15 |
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массового расхода нефти по каждой измерительной линии (ИЛ) и СИКН в целом;
- автоматические измерения массы брутто нефти по каждой ИЛ при рабочих давлении и температуре;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории, и массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП за установленные интервалы времени по СИКН в целом;
- автоматические измерения текущих значений давления и температуры в ИЛ БИЛ, БИК, на входе и выходе установки трубопоршневой «Сапфир МН» (далее по тексту - ТПУ), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 41976-09, и в выходном коллекторе СИКН;
- автоматические измерения объемной доли воды;
- автоматические измерения разности давления на фильтрах в ИЛ БИЛ, БИК;
- измерения давления и температуры с применением показывающих СИ давления и температуры соответственно;
- автоматические вычисления плотности нефти, приведенной к стандартным условиям;
- автоматические измерения плотности нефти в БИК при рабочих температуре и давлении;
- автоматические измерения вязкости нефти в БИК при рабочих температуре и давлении;
- автоматическая коррекция показаний СРМ по давлению;
- автоматические измерения объемного расхода нефти, прокачиваемой через БИК;
- обеспечение представительности отбираемой в БИК пробы, возможность настройки алгоритма отбора пробы по объему или по времени, обеспечение изокинетичности потоков нефти, прокачиваемых через БИК и входной коллектор;
- сбор, обработка, отображение, регистрация информации при измерениях количества нефти в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора;
- КМХ рабочих СРМ по контрольно-резервному СРМ, применяемому в качестве контрольного, или по ТПУ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- КМХ контрольно-резервного СРМ по ТПУ в автоматизированном режиме;
- поверка рабочих и контрольно-резервного СРМ по ТПУ на месте эксплуатации без нарушения функции учета нефти и режима работы нефтепровода;
- поверка ТПУ с применением передвижной поверочной установки (ППУ);
- автоматизированное и ручное управление запорной и регулирующей арматурой;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- фильтрацию нефти от механических примесей в ИЛ БИЛ, БИК;
- автоматическое регулирование расхода нефти по каждой ИЛ, в БИК, в выходном коллекторе ППУ;
- защиту алгоритма и программы ИВК и АРМ оператора СИКН от несанкционированного доступа системой паролей;
- дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
- формирование и печать протоколов поверки и КМХ;
- регулирование расхода через БИЛ и БИК;
- автоматическое формирование основных отчетных документов: отчетов (двухчасового, сменного, суточного, месячного), паспорта качества нефти, акта приема-сдачи, журнала регистрации показаний СИ СИКН, протоколов КМХ и поверки СРМ;
- автоматический и ручной отбор проб нефти по ГОСТ 2517 - 2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах АРМ оператора.
Уровень защиты ПО соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Наименование ПО и идентификационные данные указаны в таблице 3.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ИВК (основной) | ИВК (резервный) | АРМ оператора (основное и резервное) |
| Идентиф икационное наименование ПО | LinuxBinary.app | LinuxBinary.app | ОЗНА-Flow |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.25 | 06.25 | v 2.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0х1990 | 0х1990 | 64С56178 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды приведены в таблицах 4,5.
Таблица 4 - Метрологические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 53 до 756 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (3 рабочие, 1 контрольно -резервная) |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа | от 0,7* до 3,6 |
| Параметры измеряемой среды: |
| Температура измеряемой среды, °С | от +10 до +30 |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3: - при температуре нефти +20 °С - при температуре нефти +15 °С | от 850,1 до 895 от 853,7 до 898,4 |
| Вязкость кинематическая при температуре нефти +20 °С, сСт (мм /с) | от 20 до 50 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,005 |
| Массовая доля серы, %, не более | 1,34 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля парафина, %, не более | 2,7 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 20 |
| Режим работы СИКН | постоянный |
| Наименование характеристики | Значение |
| Содержание свободного газа, % | не допускается |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38; 220±22 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 103 |
| Условия эксплуатации: »-» о/"ч - температура окружающей среды, С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -57 до +36 80 от 96 до 104 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| *Примечание - при расходе от 53 до 130 т/ч допускается работа при давлении 0,4 МПа на входе в СИКН. |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность СИ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №1555 на ПСП «Ленск»: СРМ, датчики температуры 644, термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, преобразователи измерительные Rosemount 644, преобразователи давления измерительные 3051, датчики давления ДМ5007, расходомер ультразвуковой UFM 3030, весы лабораторные электронные GZH, ИВК, комплекс измерительновычислительный и управляющий на базе платформы Logix, преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К, преобразователи измерительные (барьеры искрозащиты) серии ^Z600, преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835), преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829), ВП, манометры МП показывающие и сигнализирующие, манометры показывающие для точных измерений МПТИ, манометры для точных измерений типа МТИ, термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, преобразователи давления измерительные EJX, преобразователи плотности и расхода CDM, преобразователи плотности и вязкости модели FVM. | заводской № 01 | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | ОИ 279-01.00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0939-14-2019 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0939-14-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №1555 на ПСП «Ленск». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30.04.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 г. № 256 «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» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки СРМ, входящих в состав СИКН, в рабочем диапазоне измерений;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав
СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №1555 ПСП «Ленск», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/8014-17 от 18.04.2017 г. (с изменением № 1).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №1555 на ПСП «Ленск»
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 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 Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 г. № 256 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
75608-19: Методика поверки МП 0939-14-2019Скачать5.9 Мб