Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгарнефть» при ДНС-1 НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть» предназначена для измерений массы и параметров сырой нефти при учётно-расчетных операциях между ОАО «Булгарнефть» и НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть».
Описание
Измерение массы сырой нефти проводится прямым методом динамических измерений.
Конструктивно система состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения параметров качества нефти (БИК) и системы обработки информации (СОИ) и изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного производства. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
На входном коллекторе БИЛ установлен первичный преобразователь объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН (Госреестр № 19850-00).
Блок измерительных линий состоит из одной рабочей и одной резервно-контрольной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF300 ( № 13425-06);
- термопреобразователь температуры ТСПУ Метран-276МП (№ 21968-05);
- преобразователь давления Cerabar M PMP41 (№ 23360-02);
- датчик давления Метран-22-Ех (№ 17896-05);
- манометр МТИ-4,0 МПа ( № 1844-63);
- термометр ТЛ-4 (Госреестр № 1844-63).
На выходном коллекторе БИЛ установлены преобразователи давления и температуры с токовым выходными сигналами, манометр, термометр и пробозаборное устройство по ГОСТ 2517.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля параметров нефти сырой. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
- счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш-40 (№ 26776-08);
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм3 (№14557-05)
- преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным в БИЛ;
- автоматическое и ручное пробоотборное устройство по ГОСТ 2517-85
СОИ состоит из комплекса измерительно-вычислительного «Октопус-Л» (Госреестр № 43239-09) с «горячим» резервированием и автоматизированного рабочего места оператора «Rate АРМ оператора УУН».
Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает во входной коллектор БИЛ. В БИЛ нефть из входного коллектора проходит через рабочую или контрольнорезервную измерительные линии, где проводится измерение массы сырой нефти массовыми расходомерами, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. Часть нефти через пробозаборное устройство, установленное на выходном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автоматического пробоотборника. Результаты измерений массы, температуры, давления сырой нефти в виде электрических сигналов поступают в систему обработки информации. В системе обработке информации проводится обработка результатов
измерений. Масса нетто сырой нефти рассчитывается как разность массы сырой нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей). Массовая доля воды в нефти измеряется автоматически с помощью поточного влагомера УДВН-1пм3, либо в химикоаналитической лаборатории по объединенной пробе и вводится в СОИ вручную, массовые доли хлористых солей и механических примесей определяются в химико-аналитической лаборатории по объединенной пробе и вводятся в СОИ вручную. Первичный преобразователь объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН является индикаторами влагосодержания нефти и в вычислении массы нетто сырой нефти не участвуют.
При контроле метрологических характеристик массовых расходомеров, установленных в рабочей и контрольно-резервной измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через подключаемую передвижную поверочную установку. Переключение из рабочего режима в режим контроля метрологических характеристик производится с помощью задвижек, установленных в измерительных линиях.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения знаков поверки, в виде оттисков поверительных клейм или наклеек, на средства измерений, входящих в состав СИКНС, в соответствии с МИ 3002-2006.
Система обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение в автоматическом режиме массы сырой нефти;
- измерение в автоматическом режиме параметров сырой нефти: температуры, давления;
- поверку и контроль метрологических характеристик массовых расходомеров по передвижной поверочной установке по ГОСТ 8.510-2002;
- контроль метрологических характеристик рабочего массового расходомера по резервно-контрольному;
- автоматический отбор проб нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов за разные периоды времени, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об отказе системы и ее составных элементах);
- ввод результатов лабораторных анализов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение СИКНС содержит средства обнаружения, обозначения и устранения сбоев и искажений, которые нарушают целостность результатов измерений. Метрологически значимое ПО СИКНС защищено от случайных или непреднамеренных изменений, имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений массы сырой нефти комплекса измерительно-вычислительного «Октопус-Л» аттестованы (свидетельство № 68209-04 от 18.08.2004 г. ФГУП ВНИИР).
Алгоритм вычислений и программа обработки результатов измерений автоматизированного рабочего места «Rate АРМ оператора УУН» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации № 341014-07 от 23.03.2007г., ФГУП ВНИИР).
Идентификационные данные программного обеспечения (ПО):
| Идентиф икационное наименование ПО | Идентификационный номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| АРМ «Rate АРМ оператора ОУН» РУУН 2-07 АВ | 1.0.1.1 | - | - |
Технические характеристики
Рабочая среда
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
Диапазон измерений температуры, °С
Диапазон измерений давления, МПа
Диапазон измерений объемной доли воды, %, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды при измерении влагомером нефти типа УДВН-1пм3, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %
Электропитание:
- напряжение питающей сети, В
- частота питающей сети, Гц
Температура окружающей среды, °С
- блок измерительных линий
- блок контроля качества
- блок обработки информации
фв - значение объемной доли воды в нефти измеренное ПВ УДВН-1пм3, %.
нефть сырая
14- 60
+5 - +45
0,3 - 4,0
5,0
±0,2
±0,5
±(0,15+0,01 •фв*)
±0,25
±0,6
380/220±10%
50±1
от + 5 до +37
от + 5 до +37
от +15 до +25
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгарнефть» при ДНС-1 НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть».
Комплектность
| Наименование | Кол. (шт.) |
| Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по Инструкции МП 50339-12 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгарнефть» при ДНС-1 НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть». Методика поверки», утверждённой 15.12.2010г. ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.
Основное поверочное оборудование:
- передвижная поверочная установка 1 или 2 разряда по ГОСТ Р 8.510-2002;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);
- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);
- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).
Сведения о методах измерений
Выполнение измерений массы сырой нефти производят в соответствии с методикой измерений регламентированной в документе МН 092-2010 «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Бул-гарнефть» при ДНС-1 НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть»», аттестованной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика», ФР 1.29.2011.09675.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Рекомендации к применению
