Система измерений количества и показателей качества нефти № 582 на ЛПДС "Барабинская" ОАО "ННГ"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №582 на ЛПДС «Барабинская» ОАО «ННГ» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы и показателей качества нефти.

Описание

Измерения массы брутто нефти осуществляются прямым методом динамических измерений - по результатам массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока стационарной трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки.

БИЛ состоит из трех измерительных линий, двух рабочих и одной контрольной измерительной линии (ИЛ), которая выступает в качестве резервной. В состав каждой ИЛ входят (номер по Госреестру):

-    фильтр МИГ-Ф-150-40 фирмы ООО «БОЗНА» с преобразователем измерительным взрывозащищенным разности давлений Сапфир-22М-Вн (№18257-99);

-    счетчик-расходомер массовый «Micro Motion» модели CMF 300 (№ 13425-99) фирмы «Fisher Rosemount» с датчиками полевого монтажа RFT 9739;

-    преобразователь измерительный 644 (№ 14683-00) фирмы «Emerson Process Management» в комплекте с термопреобразователем сопротивления;

-    датчик давления Метран-22-Ех (№17896-00);

-    манометры типа МТИ-1246 (№1844-63);

-    манометр для индикации местного давления.

Блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК) в составе:

-    денсиметр Sarasota FD-960 (№ 19879-00);

-    влагомеры нефти поточные LC фирмы «Phase Dynamics» (№ 16308-97);

-    преобразователь измерительный 644 фирмы «Emerson Process Management» в комплекте с термопреобразователем сопротивления (№ 14683-00);

-    датчик давления Метран-22-Ех (№17896-00);

-    счетчик нефти турбинный МИГ-40-4,0, применяемый в качестве индикатора расхода, с калиброванным расходом от 0,5 до 10 м /ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более 5,0 %;

-    узел подключения пикнометров;

-    пробоотборник ручной «Стандарт-Р-50»;

-    два автоматических пробоотборника АПЭ-М2 (рабочий и резервный).

Система обработки информации в состав которого входят:

-    три вычислителя расхода модели 2522 фирмы «Daniel» (№ 14079-00) (два рабочих и резервный);

-    два атовматизированных рабочих места оператора на базе персональных компьютеров (рабочий и резервный);

-    принтер.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006. Результаты поверки СИКН удостоверяются свидетельством о поверке, на которое наносится знак поверки.

Стационарная трубопоршневая поверочная установка (ТПУ) «Сапфир-500» (№15355-01).

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение массы брутто нефти (т) и массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

-    автоматизированное вычисление массы нетто нефти (т);

-    автоматический отбор проб нефти;

-    автоматическое измерение объемной доли воды в нефти с помощью поточного влагомера (%);

-    автоматическое регулирование расхода через измерительные линии и контрольную линию, расхода через БИК для обеспечения изокинетичности отбора проб;

-    регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.

К ПО нижнего уровня относится программное обеспечение вычислителей расхода «DANIEL 2522» фирмы «Daniel Measurement and Control» (США). К ПО верхнего уровня относится программный комплекс (далее - ПК), установленный на персональном компьютере АРМ оператора.

ПО нижнего уровня хранится в энергонезависимой памяти электронного блока вычислителя расхода, версию программного обеспечения проверяют на экране «DANIEL 2522». Защита ПО от несанкционированного доступа осуществляется с помощью системы паролей.

К метрологически значимой части ПО верхнего уровня относятся файлы Nscada.exe, Doc.exe, Poverka.exe. ПО верхнего уровня выполняет функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, прием и обработку управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Защита ПО от несанкционированного доступа осуществляется с помощью системы паролей и внутреннего журнала фиксации событий.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) ПО СИКН

Технические характеристики

Рабочая среда

Рабочий диапазон массового (объемного) расхода,

т/ч (м3/ч)

Рабочий диапазон температур нефти, оС Рабочий диапазон давления нефти, МПа Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м Массовая доля воды в нефти, %, не более Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, С

нефть по ГОСТ Р 51858-2002;

от 42 (53) до 228 (289); от плюс 2 до плюс 20;

от 0,2 до 3,5; от 790 до 860;

1,0;

±0,2;

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,5;

±0,25;

±0,35.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

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 СИКН №582 на ЛПДС «Барабинская» ОАО «ННГ». Методика поверки. НА.ГНМЦ.0081-15 МП».

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0081-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №582 на ЛПДС «Барабинская» ОАО «ННГ». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» 09.10.2015 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

-    передвижная поверочная установка 1 разряда с компаратором по ГОСТ Р 8.510-2002 для поверки стационарной турбопоршневой установки 2-го разряда;

-    установка турбопоршневая стационарная «Сапфир-500» (Госреестр №15355-01) с диапазоном измеряемых расходов от 50 до 500 м /ч и 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002;

-    рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002 с погрешностью установленной поверочной схемой для средств измерения плотности;

-    устройство поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа «УПВА-Эталон» (Госреестр 45409-10).

Диапазон установки тока от 0,5 до 20 мА, предел абсолютной погрешности - ± 0,003 мА, диапазон частот от 0 до 10000 Гц, диапазон задания количества импульсов в пачке от 1 до 16 • 106 имп., дискретность задания периода 0,5 мкс, амплитуда выходного сигнала от 1,5 до 15 В, предел допускаемой относительной погрешности - 0,001 %;

-    рабочий эталон объемного влагосодержания 2 разряда по ГОСТ 8.614-2013 с погрешностью установленной поверочной схемой для средств измерений объемного влагосодержания нефти;

-    магазин сопротивлений Р4831-М1 (Госреестр 48930-12) с диапазон воспроизводимых значений сопротивления от 0,1 до 111111,1 Ом и классом точности 0,002 Ом;

-    мера электрического сопротивления типа Р3030 (Госреестр 8238-81) по ГОСТ 23737-79;

-    калибратор многофункциональный MC5-R, (Госреестр 18624-99) диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02% показания + 1,5 мкА); диапазон измерения силы постоянного тока ±100 мА, пределы допускаемой основной погрешности измерения ±(0,02% показания + 1,5 мкА); воспроизведение сигналов преобразователей термоэлектрических тип К в диапазоне температур от минус 200 °С до плюс 1000°С, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения в диапазоне температур от минус 200 °С до 0°С ±(0,1°С+0,1% показания °С), от 0 до 1000°С ±(0,1°С +0,02 % показания °С); воспроизведение сигналов термометра сопротивления (Pt100) в диапазоне температур от минус 200 до плюс 850 °С, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения в диапазоне температур от минус 200 °С до 0°С ±0,1°С, от 0 до 850 °С ±(0,1°С+0,025 % показания °С).

Сведения о методах измерений

«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти СИКН №582 на ЛПДС «Барабинская» ОАО «ННГ», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 21.09.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 582 на ЛПДС «Барабинская» ОАО «ННГ»

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