Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП "Чернушка"

Назначение

Система измерений количества и показателей нефти № 383 на ПСП «Чернушка» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «Транснефть-Урал» в качестве резервной схемы учета на ПСП «Чернушка».

Описание

Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений - с помощью расходомеров массовых.

Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), узел подключения передвижной поверочной установки, системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов и двух рабочих измерительных линий (ИЛ). На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фоне по обеспечению единства измерений):

-    расходомер массовый Promass 83F (регистрационный № 15201-11);

-    преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

-    термопреобразователь сопротивления платиновый TR88 (регистрационный № 49519-12);

-    манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.

На входном коллекторе БИЛ установлены:

-    преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

-    термопреобразователь сопротивления платиновый TR88 (регистрационный № 49519-12);

-    манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.

На выходном коллекторе БИЛ установлены:

-    пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012 с лубрикатором;

-    преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

-    термопреобразователь сопротивления платиновый TR88 (регистрационный № 49519-12);

-    манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции измерений, оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной

Лист № 2 Всего листов 5

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:

-    преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный № 52638-13);

-    преобразователь плотности и вязкости FVM (регистрационный № 62129-15);

-    влагомер нефти поточный УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);

-    преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

-    термопреобразователь сопротивления платиновый TR88 (регистрационный № 49519-12);

-    ротаметр H 250 (регистрационный № 48092-11) для индикации расхода нефти через

БИК;

-    два пробоотборника нефти «Стандарт-А» для автоматического отбора проб;

-    пробоотборник нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;

-    узел для подключения пикнометрической установки или устройства для определения содержания свободного газа;

-    манометры показывающие для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометры рутутные стекляные лабораторные ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.

Блок подключения передвижной поверочной установки преданзначен для подключения передвижной поверочной установки 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002 или ГОСТ 8.142-2013. На входе и выходе блока подключения передвижной поверочной установки установлены:

-    преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

-    термопреобразователи сопротивления платиновые TR88 (регистрационный № 49519-12);

-    манометры показывающие для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометры рутутные стекляные лабораторные ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят:

-    контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный № 57563-14);

-    барьеры искрозащиты серии Z (регистрационный № 22152-07);

-    комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix PAC ControlLogix (регистрационный № 51228-12);

-    автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенное 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 массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

-    автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

-    автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (мм /с) нефти, объемной доли воды в нефти (%);

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

-    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 (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллера измерительного FloBoss S600+ и комплекса измерительно-вычислительного и управляющего на базе платформы Logix PAC ControlLogix. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится конфигурационный файл контроллера измерительного FloBoss S600+ - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса. ПО комплекса измерительно-вычислительного и управляющего на базе платформы Logix PAC ControlLogix не относится к метрологически значимой части ПО системы и предназначено для контроля и управления технологическими процессами.

К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Cropos», выполняющий 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, вычисление массы нетто и формирование отчетных документов. К метрологически значимой части программного комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Лист № 4 Всего листов 5

Продолжение таблицы 2_

Таблица 3 - Технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0154-17 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП «Чернушка». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 26 июня 2017 г.

Основные средства поверки:

-    рабочий эталон 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002 или ГОСТ 8.142-2013, диапазон измерений от 40 до 500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1%;

-    средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.

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

МН 724-2017 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП «Чернушка ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», утверждена и аттестована ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 15.06.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП «Чернушка»

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

ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости