Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2055 при УПС-1640 НГДУ"Бавлынефть" ОАО "Татнефть"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2055 при УПС-1640 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений количества и параметров сырой нефти Сабанчинского месторождения НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в измерительно-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера сырой нефти. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из узла фильтров, узла измерительных линий, узла измерения параметров нефти сырой, системы обработки информации и системы дренажа. 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 (одного рабочего, одного контрольного-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, содержания объёмной доли воды в сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений:

-    счетчики-расходомеры массовые MicroMotion модели CMF400 (далее - СРМ), регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - Госреестр) № 45115-10;

-    влагомер поточный Цдалее - ВП), Госреестр № 46359-11;

-    датчики давление Метран-150, Госреестр № 32854-09;

-    датчики давления 644, Госреестр № 39539-08.

В систему обработки информации системы входят:

-    контроллерыизмерительно-вычислительные0М№6000сфункцией резервирования, Госреестр№ 15066-09;

-    автоматизированное рабочее место оператора системы на базе программного комплекса «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство об аттестации программного обеспечения № 21002-11 от 27.12.2011.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63;

-    термометры стеклянные лабораторные ТЛ-4м, Госреестр № 28208-09;

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотностисырой нефти;

-    вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП;

-    измерение давления нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления;

-    измерение температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений температуры;

-    возможность проведенияконтроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего СРМ с применением контрольно-резервногоСРМ;

-    возможность проведения поверки СРМс применением комплекта передвижной поверочной установки и поточного преобразователя плотности или с применением эталонного счетчика-расходомера массового;

-    автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

-    автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

-    защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

Программное    обеспечение системы (контроллеры измерительно-

вычислительныеОММ 6000, автоматизированные рабочие места оператора системы на базе программного комплекса «Rate АРМ оператора УУН»)(далее - ПО), обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую 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 (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО

Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «средний» по Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Технические характеристики

Основные технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблице 2.

Основные метрологические характеристики системы приведены в таблице 3.

Таблица 3- Метрологические характеристики системы

Знак утверждения типа

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

Комплектность

-Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2055 при УПС-1640 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть, 1 шт., заводской №590/2104;

-    Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой № 2055 при УПС-1640 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть»;

-    МП 0245-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2055 при УПС-1640 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть. Методика поверки».

Поверка

осуществляется по документу МП 0245-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2055 при УПС-1640 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИР» 16.01.2015 г.

Основные средства поверки:

- Установка поверочная УЭПМ-АТ, диапазон воспроизводимых расходов от 0,8 до 600,0 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,11 %

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в инструкции ««ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой при УПС-1640 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть» (свидетельство об аттестации методики измерений

№ 01.00257-2013/15109-14 от 15.08.2014, номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2014.18657)

Нормативные документы, устанавливающие требования ксистемеизмерений количества и параметров нефти сырой №2055 при УПС-1640 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть».

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

2ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

3 МП 0245-9-2015Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой при УПС-1640 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть». Методика поверки.