Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 628 ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на измерении массы брутто нефти прямым методом динамических измерений.
Масса брутто нефти вычисляется по результатам прямых измерений счетчиком-расходомером массовым.
Масса нетто нефти вычисляется как разность массы брутто нефти и массы балласта, определяемой по результатам лабораторных исследований пробы нефти, как сумма массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Средства измерений в составе блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, узла регулирования давления и блока поверочной установки выполняют измерение расхода, давления, температуры, плотности, вязкости и массовой доли воды в нефти и их преобразование в унифицированные электрические сигналы. Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (ИВК) выполняют измерение выходных сигналов средств измерений, их преобразование в значения параметров и показателей качества нефти, вычисление массы брутто нефти и передачу результатов измерений и вычислений на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.
СИКН состоит из:
- блока измерительных линий, включающий шесть измерительных линий (ИЛ);
- блока измерений показателей качества нефти;
- узла регулирования давления;
- блока поверочной установки (БПУ);
- системы обработки информации (СОИ), включающую АРМ оператора.
Средства измерений, входящие в состав СИКН, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Средства измерений, входящие в состав СИКН
| Наименование средств измерений | Регистра ционный номер* | Количество |
| Блок измерительных линий |
| Счетчик-расходомер массовый Micro-Motion (модификация CMF) | 45115-10 | 6 шт. |
| Датчик давления Метран-150 | 32854-13 | 14 шт. |
| Датчик температуры CTR-ALW | 51742-12 | 7 шт. |
| Манометр показывающий для точных измерений МПТИ | 26803-11 | 8 шт. |
| Термометр жидкостный стеклянный нефтяной Р-А | 32454-06 | 7 шт. |
| Блок измерений показателей качества нефти |
| Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 | 57762-14 | 1 шт. |
| Датчик давления Метран-150 | 32854-13 | 5 шт. |
| Влагомер нефти поточный УДВН-1пм | 14557-10 | 2 шт. |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный (мод. 7835) | 15644-06 | 1 шт. |
| Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный (мод. 7829) | 15642-06 | 1 шт. |
| Наименование средств измерений | Регистра ционный номер* | Количество |
| Датчик температуры CTR-ALW | 51742-12 | 2 шт. |
| Манометр показывающий для точных измерений МПТИ | 26803-11 | 5 шт. |
| Термометр жидкостный стеклянный нефтяной Р-А | 32454-06 | 4 шт. |
| Узел регулирования давления |
| Датчик давления Метран-150 | 32854-13 | 1 шт. |
| Манометр показывающий для точных измерений МПТИ | 26803-11 | 1 шт. |
| Блок поверочной установки |
| Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB | 44252-10 | 1 шт. |
| Датчик давления Метран-150 | 32854-13 | 2 шт. |
| Датчик температуры CTR-ALW | 51742-12 | 2 шт. |
| Манометр показывающий для точных измерений МПТИ | 26803-11 | 2 шт. |
| Термометр жидкостный стеклянный нефтяной Р-А | 32454-06 | 2 шт. |
| Система обработки информации |
| Преобразователь измерительный серии К | 65857-16 | 1 шт. |
| Преобразователь «ПР» | 39447-08 | 25 шт. |
| Контроллер измерительный FloBoss S600+ | 57563-14 | 2 шт. |
| Примечание - * Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
1) измерение и отображение текущих значений технологических и учетных параметров;
2) выполнение поверки преобразователей массового расхода (ПМР) по трубопоршневой поверочной установке (ТПУ) по МИ 3151-2008;
3) выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) ПМР по ТПУ и по контрольному ПМР по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015;
4) выполнение КМХ поточного преобразователя плотности по результатам испытаний в лаборатории;
5) выполнение КМХ поточного вискозиметра по результатам испытаний в лаборатории;
6) выполнение КМХ поточного влагомера по резервному влагомеру и по результатам испытаний в лаборатории;
7) вычисление массы нетто нефти прямым методом динамических измерений по МИ 3532-2015;
8) вычисление массовой доли воды по МИ 3532-2015;
9) вычисление значения кинематической вязкости по ГОСТ 33-2000;
10) формирование, хранение и вывод на печать протоколов поверки и контроля метрологических характеристик;
11) регистрация событий в журнале;
12) настройка параметров средств измерений СИКН;
13) запись и хранение архивов посредством базы данных Microsoft SQL Server;
14) обеспечение защиты данных от несанкционированного доступа.
Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН включает в себя встроенное ПО средств измерений в составе СИКН и ПО «АРМ оператора «Визард». Модуль 1. Алгоритм поверки по МИ 3151-2008, алгоритмы контроля метрологических характеристик по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015» и «АРМ оператора «Визард». Модуль 2. Алгоритм поверки по МИ 3380-2012, алгоритмы по методике поверки на счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, МП РТ 1720-2012, МП РТ 1902-2013, МИ 3272-2010, методике поверки на расходомеры массовые Promass, вычисление массы нетто нефти, сырой нефти прямым методом динамических измерений по МИ 3532-2015, МИ 2693-2001 и ГОСТ Р 8.910-2016, вычисление массовой доли воды по МИ 3532-2015, вычисление кинематической вязкости по ГОСТ 33-2000» («Визард»).
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2. Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом влияния программного обеспечения. Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
| ПО ИВК | ПО АРМ оператора |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app | «Визард» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.21 | v.2/1/1974 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0х6051 | 0X40DBC63BF736FB62C9C63ADD53F3F5E3 модуля «Поверка ПМР по ТПУ по МИ 3151-2008» |
| 0XFFEB685BC3463948FFD74617CB6767C8 модуля «КМХ ПМР по ПУ» |
| 0X00C99E87CE19B42D434F2016539683E0 модуля «КМХ ПМР по контрольному ПМР» |
| 0X6D710CC2F3294568FB6DC8AE87281FB5 модуля «КМХ ПП по результатам испытаний в лаборатории» |
| 0XC05F8C1A3E911B322ABE6C1B30CEE59E модуля «КМХ вискозиметра по результатам испытаний в лаборатории» |
| 0X6865EE1D89A2A38DAA6D6C0D204CE866 модуля «КМХ ПВ по резервному ПВ» |
| 0X39C7BE1CAE6F7010EA6F383952461D6B модуля «КМХ ПВ по результатам испытаний в лаборатории» |
| 0X80E02717A405AB12F972BF0F649CEAB5 модуля «Вычисление массы нетто нефти прямым методом динамических измерений по МИ 3532-2015» |
| 0X83A0E8719520EBCF8BB4F88B7FA186DF модуля «Вычисление массовой доли воды по МИ 3532-2015» |
| 0X496A4FD2A5A47C0160F32D63354EC3CF модуля «Вычисление значения кинематической вязкости по ГОСТ 33-2000» |
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
| ПО ИВК | ПО АРМ оператора |
| | | 0X51114132704D60025EBADEF1F7A1829B модуля «Процедура расчета цифрового идентификатора» (№ ТП 045-16) |
| 0X8B0271301E6169D98FFC0E09CFB06DB0 модуля «Процедура расчета цифрового идентификатора» (№ ТП 092-17) |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC16 | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода нефти через СИКН, т/ч | от 50 до 500 |
| Диапазон измерений избыточного давления нефти, МПа | от 0,73 до 2,40 |
| Диапазон измерений температуры нефти, °C | от +40 до +70 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Количество измерительных линий, шт. | 6 (4 рабочих, 1 резервная, 1 контрольно-резервная) |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Показатели качества нефти: - плотность при температуре +20 °С, кг/м - кинематическая вязкость, мм2/с (сСт) - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - давление насыщенных паров, кПа, не более - массовая доля серы, %, не более - массовая доля парафина, %, не более - массовая доля сероводорода, млн.-1 (ppm), не более - содержание свободного газа - массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумму, млн.-1 (ppm), не более | от 940 до 944 от 110 до 600 0,5 100 0,05 66,7 1,8 6 20 не допускается 40 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока технических средств СОИ, В - напряжение переменного тока силового оборудования, В - частота переменного тока, Гц | 220±22, однофазное 380 -38, трехфазное 50±1 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока технических средств СОИ, В - напряжение переменного тока силового оборудования, В - частота переменного тока, Гц | 220±22, однофазное 380 -38, трехфазное 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от +5 до +50 до 90 от 84 до 106 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 20 |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации СИКН печатным способом. Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 628 ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», зав. № 15001 | - | 1 шт. |
| ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 628 ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Методика поверки | МП 332-18 | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 628 ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Формуляр | ОФТ.05.1974.01.00.00.00.00.00.00 ФО | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН), сдаваемой в АК «Транснефть» по проекту «Концевые сооружения межпромыслового нефтепровода ППСН «Ярега» - ПСП «Ухта» (2 этап строительства)» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Руководство по эксплуатации | ОФТ.05.1974.00.00.00.00.00.00 РЭ | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН), сдаваемой в АК «Транснефть» по проекту «Концевые сооружения межпромыслового нефтепровода ППСН «Ярега» - ПСП «Ухта» (2 этап строительства)» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Руководство оператора | ОФТ.05.1974.00.00.00.00.00.00.00 ИЗ | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 332-18 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 628 ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 05.06.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон единицы массового расхода жидкости 1-го разряда по ГОСТ 8.510;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Масса нефти и показатели качества товарной нефти. Методика измерений с помощью системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН), сдаваемой в АК «Транснефть» по проекту «Концевые сооружения межпромыслового нефтепровода ППСН «Ярега» - ПСП «Ухта» (2 этап строительства)» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» с поправкой № 2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.20896).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 628 ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»
Приказ Минэнерго России от 08.04.2016 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»
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
71926-18: Методика поверки MП 332-18Скачать5.9 Мб