Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 551 на «Повховском» месторождении ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ОАО «ЛУКОЙЛ» и Сургутским УМН ОАО «Сибнефтепровод» ОАО «АК «Транснефть».
Описание
СИКН изготовлена в одном экземпляре фирмой «FMC Technologies Measurement Solutions», США, «Smith Meter Inc» по проектной документации фирмы «FMC Corporation subsidiary», США, из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер № 551.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных , поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из пяти измерительных линий (ИЛ): три рабочие ИЛ и две резервные ИЛ. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений:
- преобразователь расхода жидкости турбинный Sentry DN 6" (№ 12750-00);
- преобразователь давления измерительный серии 40 модель 4385 (№ 19422-03);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 90 модель 2820 (№ 24874-03);
- преобразователь измерительный сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления dTrans T01 (№ 24931-03);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85, установленное на входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
- два влагомера нефти поточных модели L (№ 25603-03);
- два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (№ 15644-01);
- преобразователь давления измерительный серии 40 модель 4385 (№ 19422-03);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 90 модель 2820 (№ 24874-03);
Лист № 2
Всего листов 4
- преобразователь измерительный сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления dTrans T01 (№ 24931-03);
- два пробоотборника для автоматического отбора проб «Стандарт-А»;
- пробоотборник для ручного отбора пробы по ГОСТ 2517-85;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры;
Блок ПУ состоит из установки трубопоршневой поверочной двунаправленной фирмы «Smith Meter Inc.» с диапазоном измеряемых расходов от 129 до 550 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %, в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИК, и обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: четыре комплекса измерительно-вычислительных «SyberTrol» (Госреестр № 16126-02) осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора, разработанное ООО «Индустриальные системы» (далее - АРМ), на базе персонального компьютера, оснащенных 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 массы брутто нефти;
- автоматическое измерение объема нефти;
- автоматическое измерение давления и температуры нефти;
- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти;
- автоматическое измерение плотности нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по установке трубопоршневой поверочной двунаправленной;
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных, поверку установки трубопоршневой поверочной двунаправленной по передвижной ПУ 1-го разряда;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО комплексов измерительновычислительных SyberTrol (далее - комплексов). К метрологически значимой части ПО относятся файл модуля вх/вых FIOM и файл основного процессора FCPB.
К ПО верхнего уровня относится ПО автоматизированного рабочего места оператора, разработанного ООО «Индустриальные системы». Свидетельство о метрологической аттестации алгоритма и программы обработки измерений массы нетто нефти № 242/37-06 от 24.04.2006 г., выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева».
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 «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО, входящего в состав СИКН:
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| FIOM | 26.08 | aa6daa07 | CRC32 |
| FCPB | 26.08 | 9b8a1aab | CRC32 |
Технические характеристики
Рабочая среда
нефть по ГОСТ Р 51858-2002;
от 80 до 1200;
от 14 до 45;
от 0,3 до 4,6;
от 770 до 890;
от 0,4 до 12,0;
0,5;
±0,2;
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
Рабочий диапазон температуры нефти, °С
Рабочий диапазон давления нефти, МПа
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3
Рабочий диапазон вязкости нефти, мм2/с
Массовая доля воды в нефти, %, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений
давления, % ±0,5;
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
плотности нефти, кг/м3 ±0,3;
Пределы допускаемой относительной погрешности ТПУ при
поверке трубопоршневой поверочной установкой 1-го разряда с
компаратором, % ± 0,1;
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы брутто нефти, % ±0,25;
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто нефти, % ±0,35.
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 № 551 на «Повховском» месторождении ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Методика поверки».
Поверка
осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.039-2013 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 551 на «Повховском» месторождении ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 01.11.2013 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- передвижная поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);
- плотномер МД-02 (Госсреестр № 28944-08);
Лист № 4
Всего листов 4
- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);
- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).
Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.
Сведения о методах измерений
«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 551 на «Повховском» месторождении ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
2. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденны приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69.
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.
