Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО "Булгарнефть" при Первомайском товарном парке НГДУ "Прикамнефть" ОАО "Татнефть". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО "Булгарнефть" при Первомайском товарном парке НГДУ "Прикамнефть" ОАО "Татнефть"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 483 п. 07 от 09.07.2012
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 47139
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы и параметров сырой нефти при учётно-расчетных операциях между ОАО «Булгарнефть» и НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть».

Описание

Измерение массы сырой нефти проводится прямым методом динамических измерений.

Конструктивно СИКНС состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения параметров нефти сырой (БИК) и системы обработки информации (СОИ) и изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного производства. Перед входным коллектором БИЛ установлен влагомер сырой нефти ВСН-2-ПП-100.

Блок измерительных линий состоит из одной рабочей и одной резервно-контрольной измерительных линий. В измерительных линиях установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF300 ( № 13425-06);

- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран - 276МП ( № 21968-06);

- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP41 ( № 23360-02);

- датчик давления Метран-22-Ех ДД (дифференциальный) ( № 17896-05) Манометр для точных измерений типа МТИ ( № 1844-63);

- датчик давления Метран-22-Ех ( №17896-05);

- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 ( № 303-91).

На выходном коллекторе БИЛ установлены преобразователи давления и температуры с токовым выходными сигналами, манометр, термометр. После выходного коллектора БИЛ установлено пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-85.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

- счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш-40 ( № 26776-08);

- влагомер сырой нефти ВСН-2-ПП-100 ( № 24604-03);

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм3 ( №14557-05);

- преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным в БИЛ;

- автоматическое и ручное пробоотборные устройства по ГОСТ 2517-85

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят два комплекса измерительно-вычислительных «Октопус-Л» (Госреестр № 4323909) (рабочий и резервный) и автоматизированное рабочее место оператора «Rate АРМ оператора УУН».

Принцип действия СИКНС состоит в следующем. Сырая нефть поступает во входной коллектор БИЛ. В БИЛ сырая нефть из входного коллектора проходит через рабочую или резервно-контрольную измерительные линии, где проводится измерение массы сырой нефти массовыми расходомерами, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. Часть сырой нефти через пробозаборное устройство, установленное на выходном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерения параметров качества сырой нефти, где проводится отбор пробы сырой нефти с помощью автоматического пробоотборника. Результаты измерений массы, температуры, давления сырой нефти в виде электрических сигна-

лов 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 сырой нефти измеряется автоматически с помощью поточного влагомера УДВН-1пм3, либо в химико-аналитической 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. Влагомер сырой нефти ВСН-2-ПП-100 является индикатором влагосодержания сырой нефти и в вычислении массы нетто сырой нефти не участвует.

При контроле метрологических характеристик массовых расходомеров, установленных в рабочей и резервно-контрольной измерительных линиях, сырая 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.

СИКНС 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 сырой нефти;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов за разные периоды времени, протоколов, актов приема-сдачи сырой нефти, паспортов качества сырой 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

нефть сырая

Диапазон измерений массового расхода, т/ч

17- 45

Диапазон измерений температуры, °С

+5 - +45

Диапазон измерений давления, МПа

0,3 - 4,0

Диапазон измерений объемной доли воды СИКНС, %, не более

10,0

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С

±0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

±0,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды при измерении влагомером нефти типа УДВН-1пм3, %

±(0,15+0,01 •фв*)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сы-

±0,25

рой нефти, %

Электропитание:

±1,0

- напряжение питающей сети, В

380/220±10%

- частота питающей сети, Гц Температура окружающей среды, °С

50±1

- блок измерительных линий

от -35 до +37

- блок контроля качества

от + 5 до +37

- блок обработки информации

от +15 до +25

*

фв - значение объемной доли воды в сырой нефти, измеренное ПВ УДВН-1пм3, %.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть» типографским способом.

Комплектность

Наименование

Кол. (шт.)

Единичный экземпляр СИКНС в составе согласно инструкции по эксплуатации

1

Методика поверки

1

Инструкция по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по Инструкции МП 50340-12 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «При-камнефть» ОАО «Татнефть». Методика поверки», утв. 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).

Примечание: допускается применение другого поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.

Сведения о методах измерений

Выполнение измерений массы сырой нефти производят в соответствии с методикой измерений регламентированной в документе МН 100-2010 «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгар-нефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть»», аттестованной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика», ФР 1.29.2011.09676.

Нормативные документы

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

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание