Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Охтин-Ойл» при ДНС-210 НГДУ «Ямашнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы сырой нефти при расчётно-коммерческих операциях между ЗАО «Охтин-Ойл» и НГДУ «Ямашнефть» ПАО «Татнефть».
Описание
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью расходомеров массовых.
Конструктивно СИКНС состоит из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений параметров сырой нефти (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ) и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной резервно-контрольной ИЛ.
На входном коллекторе БИЛ установлены следующие средства измерений (далее - СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- преобразователь давления измерительный 2088 (регистрационный № 16825-02, 16825-08 или 60993-15) или преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15) или преобразователь давления измерительный 2051 (регистрационный № 56419-14);
- манометр для местной индикации давления.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- фильтр тонкой очистки;
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF 300 (регистрационный № 13425-01 или 45115-10);
- преобразователь давления измерительный 2088 (регистрационный № 16825-02, 16825-08 или 60993-15) или преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15) или преобразователь давления измерительный 2051 (регистрационный № 56419-14);
- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04 или 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-01 или 22257-05) или преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный 2088 (регистрационный № 16825-02, 16825-08 или 60993-15) или преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15) или преобразователь давления измерительный 2051 (регистрационный № 56419-14);
- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04 или 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-01 или 22257-05) или преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- первичный измерительный преобразователь объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН (регистрационный № 19850-04);
- пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров сырой нефти, а также отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. Отбор представительной пробы сырой нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (регистрационный № 14557-05 или 14557-15);
- счетчик нефти турбинный МИГ-40 (регистрационный № 26776-08);
- преобразователь давления измерительный 2088 (регистрационный № 16825-02, 16825-08 или 60993-15) или преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15) или преобразователь давления измерительный 2051 (регистрационный № 56419-14);
- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04 или 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-01 или 22257-05) или преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- два автоматических пробоотборника «Стандарт-АЛ» для автоматического отбора проб;
- ручной пробоотборник для ручного отбора проб;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода по передвижной ПУ. На узле подключения передвижной ПУ установлены следующие СИ и технические средства:
- два преобразователя давления измерительных 2088 (регистрационный № 16825-02, 16825-08 или 60993-15);
- два преобразователя измерительных 644 (регистрационный № 14683-04 или 14683-09) в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65 (регистрационный № 22257-01 или 22257-05);
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два измерительно-вычислительных контроллера OMNI-3000/6000 (регистрационный № 15066-01) (рабочий и резервный), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «АРМ «Сфера»», оснащенных монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти (т/ч);
- автоматическое измерение массы сырой нефти (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), объемной доли воды в сырой нефти (%);
- поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых по передвижной поверочной установке, контроль метрологических характеристик расходомеров массовых, установленнх на рабочих линиях, по расходомеру массовому, установленному на резервно-контрольной ИЛ;
- автоматический отбор объединенной пробы сырой нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания средств измерений, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения оттисков клейм или наклеек на эти средства измерений в соответствии с методиками поверки этих средств измерений.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000 (далее - контроллер), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система контроллера. Идентификация ПО контроллера осуществляется на экране контроллера.
К ПО верхнего уровня относится программа автоматизированного рабочего места -АРМ «Сфера», выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Идентификационные данные программы автоматизированного рабочего места - АРМ «Сфера» представлены на мнемосхеме монитора компьютера автоматизированного места оператора.
ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | OMNI 6000 |
| Идентификационное наименование ПО | АРМ "Сфера" | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.00 | 24.74.21 |
| Цифровой идентификатор ПО | 07E8BEE3 | B82D |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 | СRC-16 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 16 до 55 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | сырая нефть |
| Температура измеряемой среды, °С | от +5 до +50 |
| Давление измеряемой среды, МПа | от 0,2 до 1,6 |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3 | от 850,0 до 960,0 |
| Массовая доля воды, %, не более | 7,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 20000 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры электропитания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38 220±22 50±1 |
| Г абаритные размеры СИКНС (ДхШхВ), мм, не более | 13500х5150х3840 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -47 до +38 от 20 до 90 от 100 до 104 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 15 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
| Режим работы СИКНС | периодический |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Охтин-Ойл» при ДНС-210 НГДУ «Ямашнефть», зав. № 01 | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКНС | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Охтин-Ойл» при ДНС-210 НГДУ «Ямашнефть». Методика поверки | НА.ГНМЦ.0207-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0207-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Охтин-Ойл» при ДНС-210 НГДУ «Ямашнефть». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 22.03.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда (часть 2) в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКНС;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в документе МН 328-2015 «Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Охтин-Ойл» при ДНС-210 НГДУ «Ямашнефть», аттестованном ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» (свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-003/01-2015 от 20.04.2015 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Охтин-Ойл» при ДНС-210 НГДУ «Ямашнефть»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
72470-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0207-18 МПСкачать6.2 Мб