Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто товарной нефти (нефти).
Описание
В состав СИКН входит:
- блок измерительных линий (БИЛ);
- блок измерений показателей качества нефти (БИК);
- трубопоршневая поверочная установка (ТПУ);
- система обработки информации (СОИ).
Блок измерительных линий представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую шесть измерительных линий (четыре рабочих, одна резервная, одна контрольнорезервная), оснащенных средствами измерений массового расхода, давления и температуры нефти, кранами шаровыми.
Блок измерений показателей качества нефти представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую линию контроля качества, оснащенную средствами измерений объемного расхода, плотности, вязкости, влагосодержания, температуры и давления нефти, смесителем, насосами, кранами шаровыми, автоматическими и ручным пробоотборниками, термостатирующим цилиндром.
Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB представляет собой калиброванный участок трубопровода в комплекте с шаровым поршнем, оснащенный детекторами прохода поршня, средствами измерений температуры и давления нефти.
Система обработки информации включает в себя контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (ИВК) и автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора на базе персональных компьютеров с установленным программным обеспечением (ПО) «АРМ оператора «Визард». Модуль 1. Алгоритм поверки по МИ 3151-2008, алгоритмы контроля метрологических характеристик по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015» («Визард»).
Средства измерений, входящие в состав СИКН, приведены в таблице 1.
Принцип действия СИКН заключается в следующем: средства измерений БИЛ, БИК и ТПУ выполняют измерение расхода, давления, температуры, плотности, вязкости и массовой доли воды в нефти и их преобразование в унифицированные электрические сигналы. 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 АРМ оператора. Масса нетто нефти вычисляется с применением ПО «Визард» как разность массы брутто нефти и массы балласта, определяемая по результатам лабораторных исследований пробы нефти, как сумма массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Таблица 1 - Средства измерений, входящие в состав СИКН
| Наименование средств измерений | Регистра ционный номер1) | Количество |
| Блок измерительных линий |
| Счетчик-расходомер массовый Micro-Motion (мод. 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. |
| Манометр избыточного давления МП3-УУ2 | 10135-10 | 15 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. |
| 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. |
| Трубопоршневая поверочная установка |
| 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. |
| Манометр избыточного давления МП3-УУ2 | 10135-10 | 4 шт. |
| Термометр жидкостный стеклянный нефтяной Р-А | 32454-06 | 2 шт. |
| Система обработки информации |
| Контроллер измерительный FloBoss модели S600+ | 38623-11 | 2 шт. |
| 1) Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Программное обеспечение
включает в себя встроенное ПО средств измерений в составе СИКН и автономное ПО «Визард», установленное на АРМ оператора.
ПО «Визард» обеспечивает выполнение следующих основных функций:
1) отображение текущих значений технологических и учетных параметров;
2) выполнение поверки преобразователей массового расхода по трубопоршневой поверочной установке по МИ 3151-2008;
3) выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) преобразователей расхода по трубопоршневой поверочной установке и по контрольному преобразователю расхода по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015;
4) выполнение КМХ поточного преобразователя плотности по ареометру по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015 и 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) формирование, хранение и вывод на печать протоколов поверки и контроля метрологических характеристик;
8) регистрация событий в журнале;
9) настройка параметров средств измерений СИКН;
10) запись и хранение архивов посредством базы данных Microsoft SQL Server;
11) обеспечение защиты ПО «Визард» и данных от несанкционированного доступа. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО ИВК | ПО АРМ оператора |
| Идентиф икационное наименование ПО | LinuxBinary.app | «Визард» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.09c | v.2/1/1974 |
| Цифровой идентификатор ПО | нет | 0X40DBC63BF736FB62C9C63ADD53F3F5E3 модуля «Поверка ПМР по ТПУ по МИ 3151-2008» |
| 0XFFEB685BC3463948FFD74617CB6767C8 модуля «КМХ ПМР по ПУ» |
| 0X00C99E87CE19B42D434F2016539683E0 модуля «КМХ ПМР по контрольному ПМР» |
| 0X003763 C741854594DBA9051677D51607 модуля «КМХ ПП по ареометру» |
| 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» |
| 0X51114132704D60025EBADEF1F7A1829B модуля «Процедура расчета цифрового идентификатора» |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 | MD5 |
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом влияния программного обеспечения. Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические характеристики СИКН приведены в таблице 3.
Основные технические характеристики СИКН приведены в таблице 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры нефти: - массовый расход нефти через СИКН, т/ч - избыточное давление нефти, МПа - температура нефти, °С | от 50 до 500 от 0,73 до 2,40 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 контрольнорезервная) |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Показатели качества нефти: - плотность при температуре 20 °С, кг/м - кинематическая вязкость, мм2/с - 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 3So-Ib2 , трехфазное 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды средств измерений в составе БИЛ, БИК, ТПУ и ИВК, °С - температура окружающей среды АРМ оператора - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от +20 до +25 от +5 до +35 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
Комплектность СИКН приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», зав. № 15001 | - | 1 шт. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти 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. |
| Программное обеспечение АРМ оператора «Визард». Модуль 1. Алгоритм поверки по МИ 3151-2008, алгоритмы контроля метрологических характеристик по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015. Руководство оператора | ОФТ.05.1974.00.00.00.00.00.00 РО | 1 экз. |
| 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» | ФР.1.29.2015.20896 | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 271-16 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 271-16 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 26.12.2016 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44252-10), метрологические характеристики: диапазон измерений расхода от 50 до 185 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема ±0,05 %;
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, 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 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» (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 ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОИЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»
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
![Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП "Ухта" ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП "Ухта" ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"")
68802-17: Методика поверки МП 271-16Скачать5.8 Мб