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.
