Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН "Субханкулово"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на

ППСН «Субханкулово» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ПАО АНК «Башнефть» и АО «Транснефть-Урал».

Описание

Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.

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

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

БИЛ состоит из четырех измерительных линий (далее - ИЛ): три рабочие ИЛ и одна резервная ИЛ. На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений (далее -СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:

- преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM DN 4" (далее - ТПР) с диапазоном измерений расхода от 30 до 300 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности в рабочем диапазоне расхода ±0,15 %;

- преобразователь давления измерительный 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до 5,516 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5 %;

- датчик давления Сапфир-22МТ с диапазоном измерений от 0 до 0,4 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности ±2,5 % (для контроля перепада

давления на фильтрах);

- преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от минус 50°С до 150°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2°С;

- 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

Лист № 2

Всего листов 5 нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ.

В БИК установлены следующие СИ и технические средства:

- два насоса прокачки нефти через БИК (рабочий и резервный);

- два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (рабочий и резервный) с пределами измерений от 300 до 1100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности +0,3 кг/м3;

- два преобразователя вязкости жидкости измерительных 7829 (рабочий и резервный) с пределами допускаемой основной абсолютной погрешности при преобразовании динамической вязкости: ±0,2 мПа^с в диапазоне от 0,5 до 10 мПа^с; ±1,0 % от полной шкалы диапазона в диапазоне от 10 до 100 мПа^с;

- два влагомера поточных модели L (рабочий и резервный) с диапазоном измерений объемной доли воды от 0 % до 4 % и пределами допускаемой основной абсолютной погрешности: ±0,05 % при измерениях объемной доли воды от 0 % до 2 %; ±0,1 % при измерениях объемной доли воды от 2 % до 4 %;

- преобразователь давления измерительный 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до 5,516 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5 %;

- преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от минус 50°С до 150°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2°С;

- счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш с пределами допускаемой относительной погрешности ±5,0 %;

- пробоотборник автоматический «Clif Mock» (рабочий и резервный);

- пробоотборник ручной «Стандарт - Р-50»;

- два индикатора фазового состояния потока ИФС-1В-700М;

- узел подключения пикнометрической установки и УОСГ.

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

Блок ТПУ обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ТПР и состоит из:

- установки трубопоршневой поверочной двунаправленная фирмы «Smith Meter Inc.», с диапазоном измеряемых расходов от 30 до 300 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,1 %;

- двух преобразователей давления измерительных 3051 TG с диапазоном измерений от 0 до 5,516 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5 %;

- двух преобразователей измерительный 3144 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 с диапазоном измерений от 0°С до 100°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2°С;

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ТПУ и ТПР по передвижной ПУ.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных Floboss S600+ с пределами допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объема, массы ±0,01 %, осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos») (основное и резервное) на базе персонального компьютера, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения знаков поверки или наклеек на СИ, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне расходов по ИЛ и в целом по СИКН;

- автоматическое измерение температуры, давления, плотности нефти и объемной доли воды в нефти;

- автоматическое вычисление массы брутто нефти по результатам измерений объемного расхода, плотности, температуры и давления нефти;

- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений в БИК и в испытательной лаборатории содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

- поверку и КМХ ТПР по стационарной или передвижной ПУ;

- автоматический отбор объединенной пробы рабочей среды;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи, паспортов качества.

Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Заводской номер СИКН нанесен на металлическую табличку ударным способом, которая прикреплена к блоку БИЛ.

Программное обеспечение

ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера -файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.

К ПО верхнего уровня относится ПО ПК «Cropos», выполняющее 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, формирование отчетных документов. К метрологически значимой части ПО ПК «Cropos» относится файл «metrology.dll».

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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (рабочего и резервного):

Технические характеристики

Таблица 3 - Основные метрологические и технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Сведения о методах измерений

представлены в документе МН 174-2011 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН «Субханкулово» от 12.12.2011 г. с изменением 1, ФР.1.29.2022.41993.

Нормативные документы

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;

Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».