Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Татнефть-Самара» при ППСН «Кутема» НГДУ «Нурлатнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы и параметров сырой нефти при учётно-расчетных операциях между ООО «Татнефть-Самара» и НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть».
Описание
СИКНС изготовлена в одном экземпляре.
Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКНС не допускает не контролируемые пропуски и утечки нефти.
Измерения массы сырой нефти проводится прямым методом динамических измерений.
Конструктивно СИКНС 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.
БИЛ состоит из одной рабочей и одной резервно-контрольной измерительных линий . В измерительных линиях установлены фильтры тонкой очистки, массовые расходомеры, входные и выходные задвижки. На выходном коллекторе БИЛ установлены влагомер сырой нефти ВСН-2-ПП-100, преобразователи давления и температуры с токовым выходными сигналами, манометр, термометр и пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-85.
Блок измерения параметров качества нефти состоит из автоматического и ручного пробоотборников, индикатора расхода, узла подключения поточного преобразователя плотности, пикнометра и устройства для определения содержания свободного газа, преобразователей давления и температуры с токовым выходным сигналом, манометра, термометра.
Система обработки информации состоит из комплекса измерительновычислительного «ИМЦ-03» с «горячим» резервированием и автоматизированного рабочего места оператора «Сфера АРМ оператора УУН».
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений входящие в состав СИКНС, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКНС состоит из следующих средств измерений (номер по Госреестру):
- комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 ( № 19240-05);
- счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модели CMF300 ( № 13425-06);
- влагомера сырой нефти ВСН-2-ПП-100 ( № 24604-07);
- преобразователей измерительных 644ЕН с датчиком температуры (№ 14683-04);
- преобразователей давления измерительных 2088 ( № 16825-02);
- манометров МТИ-4,0 МПа ( № 1844-63);
- термометров ТЛ-4 ( № 1844-63).
Принцип действия СИКНС 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
Всего листов 4 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). Массовые доли воды в нефти, 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, установленный на выходном коллекторе, является индикатором влагосо-держания нефти и в вычислении массы нетто сырой нефти не участвует.
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.
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 контрольно-резервному;
- 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 программное обеспечение СИКНС защищено от случайных или непреднамеренных изменений, имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Для ограничения несанкционированного доступа, в ИВК "ИМЦ-03" используется четырехуровневая система доступа и система паролей.
Уровни доступа:
- Уровень доступа 0 - разрешает только просмотр всех меню и таблиц;
- Уровень доступа 1 - разрешает проведение поверки (контроля МХ) и изменение констант в таблицах, не относящихся к характеристикам измерительных каналов и преобразователей;
- Уровень доступа 2 - разрешает проводить конфигурацию входов/выходов, изменять константы управления, кроме характеристик измерительных каналов и измерительных преобразователей;
- Уровень доступа 3 - разрешает полный доступ ко всем константам таблиц.
Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений массы нефти комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 аттестованы (свидетельство № 68209-04 от 18.08.2004 г. ФГУП ВНИИР).
Лист № 3
Всего листов 4
Алгоритм вычислений и программа обработки результатов измерений автоматизированного рабочего места «Сфера АРМ оператора УУН» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации № 271601-08 от 26.12.2008 г., ФГУП ВНИИР).
Идентификационные данные и ПО СИКНС приведены в таблице:
| Идентификационное наименование ПО | Идентификационный номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| РХ. 330.02.02. 00 АВ. Сырая нефть. Преобразователи массового расхода | 22.07 | - | - |
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 относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании воды в нефти до 30%, %
Электропитание:
- напряжение питающей сети, В
- частота питающей сети, Гц
Температура окружающей среды, °С
- блок измерительных линий
- блок контроля качества
- блок обработки информации
нефть сырая 15- 45
+5 - +35
0,6 - 4,0
30,0
±0,2
±0,5
±0,25
±2,5
380/220±10% 50±1
от + 5 до +37 от + 5 до +37 от +15 до +25
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Татнефть-Самара» при ППСН «Кутема» НГДУ «Нурлат-нефть» типографским способом .
Комплектность
1. Единичный экземпляр СИКНС в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКНС.
2. Инструкция по эксплуатации СИКНС.
3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Татнефть-Самара» при ППСН «Кутема» НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 18.06.2013г.
Поверка
осуществляется по документу МП 56909-14 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «Татнефть-Самара» при ППСН «Кутема» НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 18.06.2013 г.
Основное поверочное оборудование:
- передвижная поверочная установка 1 или 2 разряда по ГОСТ Р 8.510-2002;
- устройства поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа (Госреестр № 45409-10);
Сведения о методах измерений
Выполнение измерений массы сырой нефти производят в соответствии с методикой измерений регламентированной в рекомендации «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика выполнения измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Тат-нефть-Самара» при НГДУ «Нурлатнефть», аттестованной ФГУП ВНИИР, ФР.1.29.2011.09747.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
