Псп нефть – Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Магистральный нефтепродуктопровод. Приемо-сдаточные пункты нефтепродуктов. Метрологическое и техническое обеспечение

Описание технологической схемы производства ПСП

I этап строительства

Доставка товарной нефти на ПСП на 1-м этапе строительства от УПН нефтегазоконденсатного месторождения предусмотрена автоцистернами.

Для приема товарной нефти предусмотрен герметизированный слив от автоцистерн на площадке АЦ через узел наполнения (УН) в дренажные емкости ЕП-4, ЕП-5, с последующей откачкой в резервуары товарной нефти Р-1, Р-2.

В случае снижения температуры нефти в Р-1,Р-2 ниже +20 °С осуществляется ее подогрев до температуры +30…+40 °С, за счет циркуляции жидкости в РВС через подогреватели П-1, П-2 с помощью насосов внутренней перекачки Н4, Н5.

В качестве основной схемы учета нефти на период 1-го этапа строительства на ПСП предусматривается применение системы учета установленной в каждом резервуаре товарной нефти Р-1,2.

Насосами внешней откачки товарная нефть из резервуаров Р-1,Р-2 подается через площадку регулирования давления под давлением 1,7 МПа в трубопровод на НПС №2.

II этап строительства

Работа ПСП на 2-м этапе строительства возможна по нескольким основным режимам работы:

• прием нефти после фильтров ФГ-1,2 в один из резервуаров товарной нефти с последующей перекачкой насосами внешней откачки Н-1,2 через СИКН на НПС;
• нагрев нефти после фильтров ФГ-1,2 в подогревателях П-1, П-2 и прием ее в один из резервуаров товарной нефти с последующей перекачкой насосами внешней откачки Н-1,2 через СИКН на НПС;
• транспорт нефти после резервуаров насосами внешней откачки Н-1,2,3 для дополнительного нагрева через печи П-1, П-2 и далее через СИКН на НПС.

Для быстрого отключения всех технологических площадок в аварийном режиме установлена быстродействующая электроприводная запорная арматура, согласно приказа Ростехнадзора от 11.03.2013 № 96 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств».

Нефть, по нефтепроводу от УПН нефтегазоконденсатного месторождения поступает на вход площадки ПСП.

Температура поступающей на ПСП нефти при рабочем режиме нефтепровода составляет  от +20 до  +40 °С(температура +40 °С поддерживается электрообогревом на линейной части), рабочее давление на входе ПСП 0,5 МПа (изб.), давление на закрытую задвижку на входе в ПСП до 6,3 МПа,  обводненность 0,5 %.

На входном коллекторе ПСП 273х8мм проектной документацией предусмотрена установка площадки фильтров грязеуловителей ФГ-1,2 с узлом предохранительных устройств, для защиты приборов и оборудования от превышения давления, улавливания грязи и посторонних примесей. На площадке установлены два фильтра-грязеуловителя ФГ-1,2 (1 рабочий, 1 резервный) DN 250, PN 1,6 МПа типа ФГГ-250-1,6-Б-О-П-С0-Т-УХЛ1-Ф-З по ТУ 3683-650-05754941-2012 (или аналог).

Узел предохранительных устройств установлен до фильтро-грязеуловителей для защиты технологических трубопроводов и оборудования от превышени рабочего давления. На узле установлены одиночные пружинные предохранительные клапаны СППК5Р-100-16 ХЛ1,  PN=1,6 МПа, 17лс7нж DN100. (2 раб, 1 резерв.). Давление полного открытия клапана составляет 0,8 МПа (изб.). Аварийный сброс нефти с узла предохранительных устройств осуществляется в незаполненный нефтью (порожний) резервуар Р-1(или Р-2, Р-3).

Конструкция обвязки фильтров-грязеуловителей предусматривает возможность чистки одного из них без остановки перекачки нефти. Для дренажа нефти с обвязки фильтров-грязеуловителей предусмотрена емкость ЕП-1, объемом 63 м³.

При поступления нефти на ПСП с температурой выше  +20 °С, нефть минуя подогреватели с площадки фильтров поступает в один из резервуаров товарной нефти Р-1,2,3.

В случае поступления нефти на ПСП с температурой ниже  +20 °С, поток жидкости поступает в подогреватели с промежуточном теплоносителем П-1,2 (поз.8), типа ПП-4В(1 раб.+ 1 резерв.), где нагревается до температуры +30…+40 °С и затем направляется в один из резервуаров товарной нефти Р-1,2,3.

При невозможности приема нефти на площадке НПС предусмотрен резервуарный парк состоящий из трех РВС, объемом 4500 м³ Р-1,2,3 рассчитанный на 2-х суточную пропускную способность нефтепровода от УПН нефтегазоконденсатного месторождения.

Из резервуаров Р-1,2,3 нефть поступает на прием насосов внешней откачки Н-1, Н-2, Н-3 (2 рабочих и 1 резервный) и далее перекачивается через узел учета нефти (СИКН) на НПС.

В качестве насосов внешней откачки нефти Н-1, Н-2, Н-3  приняты агрегаты, рассчитанные на производительность 45…120 м^З/ч, с напором 200 м на номинальном режиме и не более 250 м при работе на закрытую задвижку.

Насосы внешней откачки нефти оборудованы частотным регулированием привода (ЧРП), для регулирования производительности. Система автоматизации насосов Н-1…Н-3 с ЧРП обеспечивает остановку насосов в случае превышения давления  на выходе  свыше 2,1 МПа.

Для дренажа нефти с обвязки насосов предусмотрена емкость ЕП-1, объемом 63 м³.

Насосами внешней откачки нефть подается в блок системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН. Суммарные потери давления на СИКН в рабочем режиме составляют не более 0,2 МПа, в режиме поверки не более 0,4 МПа.

Нефть, поступая на СИКН, проходит через блок фильтров (БФ), где происходит тонкая очистка жидкости от механических примесей. Блок фильтров оснащен одной рабочей и одной резервной линиями. После БФ нефть поступает на входной коллектор блока измерительных линий(БИЛ). БИЛ состоит из трех линий (2 рабочих, 1 контрольно-резервная), коллекторов входа/выхода нефти. Отбор нефти в блок измерений показателей качества (БИК) проводится через пробозаборное устройство, установленное на входном коллекторе в БИЛ. В состав блока СИКН входит стационарная поверочная установка (ПУ).

Блок СИКН оснащен закрытой раздельной системой дренажа учтенной и неучтенной нефти.

После СИКН товарная нефть через площадку регулирования давления поступает под давлением 1,7 МПа в трубопровод на НПС.

Проектной документацией, согласно РД 153-39.4-113-01 предусмотрена площадка регулирования давления. На площадке установлен регулятор давления «после себя» (1раб., 1 резерв.) для поддержания заданной величины давления 1,7 МПа на выходе ПСП методом дросселирования.  Отключающая запорная арматура предусмотрена с электроприводом во взрывозащищенном исполнении с дистанционным управлением из операторной.

Для сбора учтенной нефти предусмотрена дренажных емкость ЕП-2, объемом 12,5 м³. Откачка из емкости учтенной нефти ЕП-2 осуществляется погружным насосом с давлением 2,0 МПа в линию нефти после СИКН на НПС.  Дренаж неучтенной нефти после СИКН направляется в емкость ЕП-1, объемом 63 м³.

На 2-м этапе строительства ПСП, система учета нефти, установленная в каждом резервуаре Р-1,2,3 используется в качестве резервной на период устранения отказа блока СИКН.

Откачка из дренажных емкостей ЕП-1,3,4,5 осуществляется полупогружным насосом с давлением 0,8 МПа в коллектор Н52 на вход резервуаров товарной нефти. Откачка предусматривается периодическая по мере наполнения емкостей.

 

proectu.ru

Регламент ведения товарно-коммерческих операций в ОАО «АК «Транснефть», страница 3

            2.15. Прием-сдача нефти – операции, проводимые ответственными должностными лицами по приему и сдаче нефти, сопровождаемые определением количества и качества партии нефти и оформлением документов (акт приема-сдачи нефти, паспорт качества, коносамент и пр.).

            2.16. Товарная нефть (нефть код ТН ВЭД 2709, нефть сырая код ТН ВЭД 2710) – нефть, соответствующая требованиям действующих нормативных документов.

            2.17. Товарные парки – группы технологически обвязанных резервуаров, предназначенных для измерения количества и качества нефти при приеме в систему магистральных нефтепроводов, сдаче на НПЗ, на экспорт, наливе в морской и речной транспорт, наливе в железнодорожные и автоцистерны, а также хранения, подготовки, смешения (компаундирования) нефти, принятой от грузоотправителей для транспортировки в системе магистральных нефтепроводов.

            2.18. Приемо-сдаточный пункт (ПСП)

– структурное подразделение, в функции которого входит ведение товарно-коммерческих операций учета нефти по приему и сдаче нефти потребителям.

            2.19. Паспорт ПСП – документ, характеризующий ПСП в организационном, техническом и технологическом плане.

            2.20. Хранение нефти – комплекс технологических мер по приему и размещению нефти нефтяной компании (производителя), не по вине ОАО «АК «Транснефть» неоформленной маршрутным поручением,  при отмене маршрутного поручения до оформления нового, при аресте или применении мер по обеспечению иска, при отказе грузополучателя от приема партии нефти, при возникновении штормовой погоды в портах, не позволяющей осуществить своевременную отгрузку нефти, а также при других обстоятельствах, исключающих возможность транспортировки нефти, сданной нефтяной компанией (производителем) в систему магистральных нефтепроводов.

            2.21. Техническая возможность

– возможность системы магистральных нефтепроводов транспортировать нефть с соблюдением технологических режимов и с учетом плановых остановок для проведения ремонтных работ, очистки и диагностики участков нефтепроводов.

            2.22. Технологический остаток – количество нефти в нефтепроводах и резервуарах, необходимое для осуществления непрерывного технологического процесса перекачки нефти.

            2.23. Акт приема-сдачи нефти – документ, оформленный принимающей и сдающей сторонами и подтверждающий прием-сдачу нефти.

            Термины и определения могут быть дополнены или изменены дополнениями к настоящему Регламенту.

            В настоящем регламенте и приложениях приняты следующие сокращения:

            ПСП – приемо-сдаточный пункт;

            ПСН – пункт сдачи нефти;

            НПС – нефтеперекачивающая станция;

            ЛПДС – линейная производственно-диспетчерская станция;

            РНУ – районное нефтепроводное управление или РУМН – районное управление магистральными нефтепроводами.

            УМН – управление магистральными нефтепроводами;

            ОАО МН – открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов, дочернее акционерное общество ОАО «АК «Транснефть»;

            ОАО «АК «Транснефть» – открытое акционерное общество по транспорту нефти «Акционерная компания «Транснефть»;

            НПЗ – нефтеперерабатывающий завод;

            ТКО – товарно-коммерческие операции;

            МП – маршрутное поручение;

            РВС – резервуар вертикальный стальной

            СИКН – система измерений количества и показателей качества нефти;

            ТПУ – трубопоршневая установка;

            БКН – блок контроля качества нефти;

            БОИ – блок обработки информации;

            ИВК – измерительно-вычислительный комплекс;

            ТТС – товарно-транспортные службы;

            АСКИД – автоматизированная система контроля исполнения договоров;

            АСКАН – автоматизированная система анализов нефти;

            ВНТП – ведомственные нормы технологического проектирования;

            НД – нормативная документация;

            РД – руководящий документ;

vunivere.ru

ПСП «Марковское» обеспечили собственной энергией

2 Марта 2016

На Марковском энергокомплексе Иркутской нефтяной компании в феврале запущены четыре новых газовых генераторных установки Caterpillar мощностью 1 Мвт каждая. Три существующих установки, также мощностью 1 МВт каждая, сегодня находятся в резерве. Установленная мощность всего комплекса достигла 7 МВт.

Марковский энергокомплекс ИНК

Запуск новых установок позволил компании полностью перейти на собственное энергообеспечение приемо-сдаточного пункта (ПСП) «Марковское», который расположен в 20 км от энергокомплекса. Модернизированный комплекс позволит компании обеспечить электроэнергией весь ПСП с учетом его расширения. Ранее электроэнергию для нужд ПСП поставляла Иркутская электросетевая компания (ИЭСК). Теперь высоковольтная линия ИЭСК служит в качестве резервного источника энергоснабжения.

Сырье для газогенерации поступает с газовой скважины №16, на которой установлен блок подготовки топливного газа.

С учетом расширения Центрального пункта сбора нефти (ЦПС) Марковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ), а также строительства газоперерабатывающего завода планируется увеличение мощности энергокомплекса еще на 12 МВт – предварительно предусмотрено строительство двух дополнительных газотурбинных установок по 6 МВт каждая.

Напомним,  что все углеводородное сырье с месторождений группы компаний ИНК по сети межпромысловых нефтепроводов поступает на установки подготовки нефти на Ярактинском нефтегазоконденсатном месторождении, где доводится до показателей ГОСТ по первой группе. Затем подготовленная нефть транспортируется до ПСП «Марковское» — место врезки в магистральный трубопровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) для дальнейших поставок на внутренний и внешний рынки. Сегодня компания  реализует проект увеличения пропускной способности ПСП с 4,5 млн до 7 млн тонн в год.

Теги: производство, транспортировка нефти

irkutskoil.ru

Псп «Уфа»

ПСП «Уфа» образом занимается осуществлением приема/сдачи нефти на уфимские нефтеперерабатывающие заводы (ОАО «Новойл», ОАО «УНПЗ», ОАО «УНХ») в круглосуточном режиме.

На ПСП нефть поступает с башкирских и западносибирских месторождений, с магистральных трубопроводов Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск и Нижневартовск-Курган-Куйбышев.

На территории ПСП расположены группа ФГУ, СИКН, громоотводы, лабораторный корпус, операторная, резервуары.

На башкирскую и западносибирскую нефть приходится по три узла учета нефти, коммерческих (осуществляются учетные операции, по результатам которых происходит оплата) и оперативных. На ПСП достоверно определяется количество и качество нефти, документально все оформляется и предъявляется поставщикам/покупателям.

На ПСП имеются 3 резервуара объемом 63 м^3, предназначенных для приема сбросов ударной волны нефти и сбросов дренажной нефти.

ФГУ на ПСП предназначены для очистки нефти от посторонних примесей. Устройство данных ФГУ: внутри корпуса установлен барабан с множеством мелких отверстий, через которые под давлением проходит нефть и фильтруется. По мере загрязнения ФГУ вскрываются и очищаются. На ПСП имеется 6 ФГУ, по 2 на каждый узел учета нефти.

Узлы учета нефти состоят из 3 блоков: блок измерительных линий, блокизмерений показателей качества, блок вторичной аппаратуры (находится в операторной). УУН снабжены системой пожаротушения, газоаналитической системой, отслеживающей содержание взрывоопасных паров нефти и сигнализирующей о нормальном или ненормальном состоянии воздушной среды, вытяжной вентиляцией, естественной вентиляцией, освещением.

Блок измерительных линий включает в себя

• 2 измерительные линии, фильтры тонкой очистки (с фильтрующей сеткой), контрольно-измерительные приборы (манометры, датчики давления, термометры и т. д.)

• турбинный преобразователь расхода (при помощи него определяется объем принятой/сданной нефти)

• струевыпрямитель (предназначен для сглаживания потока нефти перед входом на турбинный преобразователь)

• дренажную систему (для сброса неучтенной и учтенной нефти при ремонтных работах)

• задвижки

• регулятор расхода (для регулирования расхода нефти)

Блок качества предназначен для определения показателей качества нефти в потоке, все оборудование в этом блоке резервировано, т. е. имеет замену. Блок оборудован вискозиметром, расходомером (для определения расхода нефти), насосом прокачки нефти (для создания давления и повышения возможности транспортировки нефти), влагомером (для определения содержания воды в нефти), отборомер (для автоматического отбора пробы нефти в процессе перекачки).

Перекачка нефтепродуктов осуществляется тремя центробежными насосами типа НД (с рабочими колесами двухстороннего входа). Насосы имеют подачу 350 м3/час и напор свыше 300 м. 1-й насос перекачивает дизельное топливо с Томска, 2-й насос перекачивает светлые нефтепродукты по западному направлению, 3-й насос откачивает нефтепродукты по двум направлениям: Уфа – Омск и Уфа – Камбарка.

В центральном диспетчерском пункте (ЦДП) производится ежесуточный контроль за процессами перекачки, происходящими на ПСП, то есть за откачкой, закачкой и хранением нефтепродуктов. Основные показатели состояния резервуарного парка выводятся на компьютер диспетчера: номер резервуара, тип резервуара, сорт нефтепродукта, замер уровня нефтепродукта в резервуаре каждые 2 часа, температура и плотность нефтепродукта, количество поступившего или откачанного нефтепродукта.

Для контроля качества нефтепродуктов имеется химическая лаборатория, которая осуществляет также контроль загазованности на рабочих местах. В химической лаборатории проверяют температуру кипения бензина, остаток, октановое число, температуру вспышки дизтоплива, плотность и температуру нефтепродуктов, содержание в них меркаптана и серы.

studfiles.net

64389-16: Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП ООО «Ильский НПЗ»

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП ООО «Ильский НПЗ» (далее — система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы и показателей качества нефти.

Описание

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчика-расходомера массового. Выходные сигналы счетчика-расходомера массового, преобразователей температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы контроллера измерительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.

В системе применены следующие основные средства измерений:

—    счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF модели CMF300 (далее — СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 45115-10;

—    термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 53211-13, с преобразователями измерительными Rosemount 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 56381-14;

—    преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14061-10;

—    датчики давления Метран-150 модели 150CD, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 32854-13;

—    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 303-91;

—    манометры для точных измерений типа МТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 1844-63;

—    контроллер измерительный FloBoss S600+ (далее — ИВК) , тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 57563-14.

Особенностью конструкции системы является блок измерений показателей качества нефти общий с резервной системой измерений количества и показателей качества нефти ПСП

ООО «Ильский НПЗ», в котором установлены следующие основные средства измерений:

—    преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 52638-13;

—    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14557-10;

Лист № _2 Всего листов _5

—    преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15642-06;

—    расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 57762-14.

Для поверки и контроля метрологических характеристик СРМ в системе применяется установка трубопоршневая поверочная стационарная «ОЗНА-Прувер С-0,05» модели 280 (далее

— ПУ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 31455-06, входящая в состав системы измерений количества и показателей качества нефти ПСП ООО «Ильский НПЗ».

При ремонте системы допускается замена отказавшего средства измерений на другое, аналогичного типа.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

—    автоматизированное измерение массы брутто, объёма, массового и объемного расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, массовой доли воды в нефти;

—    автоматизированное измерение массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды и плотности;

—    автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной доли воды в нефти;

—    автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

—    поверка и контроль метрологических характеристик СРМ с применением ПУ;

—    контроль метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольному СРМ;

—    защита алгоритма и программного обеспечения системы от несанкционированного доступа установкой логинов и паролей разного уровня доступа;

—    регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) реализовано в ИВК и автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора.

ПО ИВК, АРМ оператора настроено для работы в системе и испытано при проведении испытаний в целях утверждения типа системы и имеет идентификационные данные, приведенные в таблице.

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	—	—	«ОЗНА-Flow»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	06.21	06.21	2.1
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)	6051	6051	64С56178
Другие идентификационные данные (если имеются)	—	—	—

ПО обеспечивает реализацию функций системы.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием ограничения доступа к определенным частям системы и установкой логинов и паролей.

Лист № _3 Всего листов _5

ПО системы имеет средний уровень защиты в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Технические характеристики

Наименование характеристики	Значение характеристики
Количество измерительных линий, шт.	3 (две рабочие и одна контрольно-резервная)
Диапазон динамических измерений массы нефти, т/ч (м3/ч)	От 41,5 (50) до 190,9 (230)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %	±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %	±0,35
Параметры измеряемой среды
Измеряемая среда	Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»
Избыточное давление измеряемой среды в системе, МПа	От 0,7 до 6,3
Температура измеряемой среды, °С	От +5 до +35
Плотность измеряемой среды в диапазоне температуры нефти, кг/м3	От 830 до 910
Плотность измеряемой среды при температуре 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3	От 820 до 920
Кинематическая вязкость при температуре измеряемой среды, сСт, не более	15
Массовая доля воды, %, не более	0,5
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	100
Содержание свободного газа	Не допускается
Режим работы системы	Непрерывный

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Наименование	Количество
Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП ООО «Ильский НПЗ». Заводской № 01	1 шт.
Приемо-сдаточный пункт нефти и нефтепродуктов (ПСП) ООО «Ильский НПЗ». Система измерений количества и показателей качества нефти. Руководство по эксплуатации. ОИ 255.01.00.00.000 РЭ	1 экз.
МП 0351-14-2015 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП ООО «Ильский НПЗ». Методика поверки»	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0351-14-2015 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП ООО «Ильский НПЗ». Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИР» 27.01.2016 г.

Основные средства поверки:

—    установка трубопоршневая поверочная стационарная «ОЗНА-Прувер С-0,05» модели 280, максимальный объёмный расход 280 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1 %;

—    установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 650 до 1100 кг/м , пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,10 кг/м3;

—    установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 2,00 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ±0,02%;

—    рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда по ГОСТ 8.025-96 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений вязкости жидкостей», диаметры капилляров: 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность:

0,02 %, 0,01 %, 0,005 %, 0,008 %, 0,007 %, соответственно;

—    калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимой температуры от минус 27 до плюс 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,04 °С;

—    калибратор многофункциональный модели ASC300-R c внешними модулями APM015PGHG и APM03KPAHG, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ±0,025 % от верхнего предела измерений;

—    устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ±3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ±5*10-4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ±2 имп. в диапазоне от 20 до 5*10 имп.

Допускается применение других средств поверки с характеристиками не хуже указанных.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке средства измерений «Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП ООО «Ильский НПЗ».

Сведения о методах измерений

В системе применен прямой метод динамических измерений массы нефти. Методика измерений приведена в «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти ПСП ООО «Ильский НПЗ», аттестована ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/37601415.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти ПСП ООО «Ильский НПЗ”

ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»

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

all-pribors.ru

59429-14: Система измерений количества и показателей качества нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое» ООО «Газпромнефть-Восток»

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое» ООО «Г азпромнефть-Восток» (далее — система) предназначена для автоматизированных, динамических измерений массы и показателей качества нефти при учетно-расчетных операциях между ООО «Газпромнефть-Восток» и ОАО «Центрсибнефтепровод».

Описание

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы счетчиков-расходомеров массовых, преобразователей температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.

В системе применены следующие основные средства измерений:

—    счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF, модификации CMF 300 (далее — СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 45115-10;

—    датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 39539-08;

—    преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14061-10;

—    преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 52638-13;

—    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14557-10;

—    счетчик нефти турбинный МИГ, исполнение 32Ш, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26776-08;

—    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91;

—    манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-11;

—    установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB (далее — ТПУ), тип зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 44252-10;

—    комплекс измерительно-вычислительный «OCTOPUS-L» («ОКТОПУС-Л») с «горячим» резервированием (далее — ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 43239-09;

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

—    автоматизированное измерение массы брутто и массового расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, массовой доли воды в нефти;

—    автоматизированное измерение массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды и плотности;

—    автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти;

—    автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

—    поверка и контроль метрологических характеристик СРМ с применением ТПУ;

—    защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа;

—    регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) реализовано в ИВК «Formula.o», автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора «Rate АРМ оператора УУН».

ПО ИВК испытано при проведении испытаний в целях утверждения типа ИВК (Г осреестр № 43239-09).

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО системы приведены в таблице.

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	«Rate АРМ оператора УУН»	Formula.o
Номер версии (идентификационный номер) ПО	2.3.1.1	6.05
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)	B6D270DB	DFA87DAC
Другие идентификационные данные (если имеются)	—	—

ПО обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется установкой логина и пароля.

ПО имеет средний уровень защиты.

Технические характеристики

Наименование характеристики	Значение характеристики
Количество измерительных линий, шт.	2 (одна рабочая и одна резервная)
Диапазон измерений массового расхода, т/ч	От 20 до 150
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти, %	± 0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, %	± 0,35
Параметры измеряемой среды
Измеряемая среда	Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»
Избыточное давление измеряемой среды, МПа	От 0,2 до 4,0
Температура измеряемой среды, °С	От 5 до 30

Плотность измеряемой среды при температуре 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3	От 820 до 830
Кинематическая вязкость измеряемой среды при рабочей температуре, сСт	От 2,2 до 4,5
Массовая доля воды, %, не более	0,5
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	900
Содержание свободного газа	Не допускается
Режим работы системы	Непрерывный

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Наименование	Количество
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое» ООО «Газпромнефть-Восток». Заводской № 607	1 шт.
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое» ООО «Газпромнефть-Восток»	1 экз.
МП 0179-14-2014 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое» ООО «Газпромнефть-Восток». Методика поверки»	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0179-14-2014 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое» ООО «Газпромнефть-Восток». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 24.09.2014 г.

Основные средства поверки:

—    ТПУ, максимальный объёмный расход 180 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

—    установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 650 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м ;

—    калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

—    калибратор многофункциональный модели ASC300-R с внешними модулями APM015PGHG и APM03KPAHG, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

—    устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5х10-4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5х 10 имп.

Допускается применение других средств поверки с характеристиками не хуже указанных.

Сведения о методах измерений

В системе применен прямой метод динамических измерений массы брутто нефти. Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти ПСП «Лугинецкое» ООО «Газпром-нефть-Восток», зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № ФР.1.29.2014.17672.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое» ООО «Г азпромнефть-Восток»

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли; выполнение государственных учетных операций и учет количества энергетических ресурсов.

all-pribors.ru

62904-15: Система измерений количества и показателей качества нефти № 443 на ПСП «Ухта»

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 443 на ПСП «Ухта» (далее — система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей объемного расхода. Выходные электрические сигналы преобразователей объемного расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, стационарной трубопоршневой поверочной установки, системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из двух рабочих и одной резервной измерительных линий.

В состав системы входят следующие средства измерений:

—    преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 150 (далее -ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15427-01;

—    термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 22257-01 в комплекте с преобразователями измерительными 644 к датчикам температуры, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14683-00;

—    преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14061-99;

—    преобразователи давления измерительные EJX, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 28456-09;

—    денсиметры SARASOTA модификации FD960, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 19879-00;

—    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14557-10;

—    преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15642-01, в комплекте с устройством измерения параметров жидкости и газа модели 7951, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15645-01;

—    счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 22214-01;

—    двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» Ду 16″ (далее — стационарная ТПУ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 20054-00.

В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:

—    комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 (далее — ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 53852-13, с автоматизированными рабочими местами (АРМ) оператора системы с программным обеспечением «ГКС расход НТ версия 3.0».

В состав системы входят показывающие средства измерений:

—    манометры для точных измерений типа МТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 1844-63;

—    манометры цифровые МО-5, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 54409-13;

—    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

—    автоматическое измерение объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;

—    автоматическое измерение плотности, вязкости и объемной доли воды;

—    измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

—    автоматизированное вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной химико-аналитической лаборатории;

—    проведение контроля метрологических характеристик и поверки ТПР с применением стационарной ТПУ;

—    автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

—    автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

—    защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса). Идентификационные данные ПО системы указаны в таблице 1.

Таблица 1

Идентификационные данные (признаки)	Значение
	АРМ оператора «ГКС расход НТ версия 3.0»	ИВК (основной и резервный)
Идентификационное наименование ПО	metrological char.jar	EMC07.exe
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3.0	РХ.7000.01.01
Цифровой идентификатор ПО	15F95747	7A70F3CC
Другие идентификационные данные	—	—

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе ИВК и АРМ оператора системы структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.

ПО системы имеет средний уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы и физикохимические показатели измеряемой среды приведены в таблице 2.

Таблица 2

Наименование характеристики	Значение характеристики
Измеряемая среда	Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»
Количество измерительных линий, шт.	3 (две рабочие, одна резервная)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч	От 200 до 1000
Избыточное давление измеряемой среды на входе блока измерительных линий, МПа: —    рабочее —    минимальное —    максимальное	От 0,6 до 0,8 0,25 1,6
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти, %	± 0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, %	± 0,35
Режим работы системы	Непрерывный
Физико-химические показатели измеряемой среды
Температура измеряемой среды, °С	От 0 до плюс 40
Плотность измеряемой среды, кг/м3	От 840 до 890
Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт)	От 6 до 115
Массовая доля воды, %, не более	0,5
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	300
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более	30
Массовая доля серы, %, не более	0,8

Массовая доля парафина, %, не более	6,0
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66,7 (500)
Содержание свободного газа, %	Не допускается

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

Комплектность средства измерений приведена в таблице 3.

Таблица 3

Наименование	Количество
Система измерений количества и показателей качества нефти 443 на ПСП «Ухта», заводской № 443	1 шт.
Инструкция по эксплуатации	1 экз.
МП 0321-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 443 на ПСП «Ухта». Методика поверки»	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0321-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 443 на ПСП «Ухта». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 25 сентября 2015 г.

Основные средства поверки:

— двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» Ду 16″ с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 650 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 443 на ПСП «Ухта» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/199014-15).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 443 на ПСП «Ухта»

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

2.    Техническая документация.

all-pribors.ru