Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти 213 НГДУ «Нурлатнефть» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы нефти при расчетно-коммерческих операциях между НГДУ «Нурлатнефть» и НГДУ «Альметьевнефть» ПАО «Татнефть».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - МНР). Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Конструктивно СИКН состоит из входного коллектора, блока фильтров (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее
- БИК), выходного коллектора, узла подключения передвижной поверочной установки (далее -ПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
На входном коллекторе СИКН установлены следующие средства измерений (далее -СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-10);
- манометр для местной индикации давления.
БФ состоит из трех линий.
На каждой линии БФ установлены следующие СИ и технические средства:
- фильтр тонкой очистки;
- манометры для местной индикации давления.
БИЛ состоит из трех рабочих измерительных линий (далее - ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion (регистрационный № 45115-10);
- манометр для местной индикации давления.
БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь плотности и вязкости измерительный модели 7827 (регистрационный № 15642-96);
- преобразователь плотности измерительный модели 7835 (регистрационный № 15644-96);
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (регистрационный № 14557-05);
- счетчик турбинный НОРД-М (регистрационный № 5638-02);
- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-11);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99);
- два пробоотборника автоматических Проба-1М для автоматического отбора проб;
- пробоотборник ручной для ручного отбора проб;
- место для подключения пикнометрической установки;
- УОСГ-100;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе СИКН установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-05);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-10);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) МНР по передвижной ПУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительно-вычислительных OMNI 3000/6000 (регистрационный № 15066-09), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора, оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение объемного влагосодержания (%), плотности (кг/м), вязкости (сСт), температуры (°С) и давления (МПа);
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ МНР по передвижной НУ;
- КМХ МНР, установленого на рабочей ИЛ, по МНР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.
Программное обеспечение
Нрограммное обеспечение (далее - НО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К НО нижнего уровня относится НО контроллеров измерительно-вычислительных OMNI 3000/6000 (далее - контроллеры), 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 НО нижнего уровня относится операционная система контроллеров.
К НО верхнего уровня относится программа автоматизированного рабочего места -«Rate АРМ оператора УУН» (далее - АРМ оператора), выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов, вычисления массы нетто нефти.
НО СИКН защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части НО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты НО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН | |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | контроллеры |
| Идентификационное наименование ПО | «Rate АРМ оператора УУН» | - | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4.1.1 | 24.75.01 | 24.75.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | F0737B4F | ЕВЕ1 | 0942 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 | CRC-16 | CRC-16 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 20 до 800 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть товарная |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3 | от 870 до 940 |
| Температура измеряемой среды, °С | от +25 до +45 |
| Давление измеряемой среды, МПа | от 1,7 до 4,0 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Параметры электропитания, В/Гц | 380±38/220±22; 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -47 до +38 от 20 до 90 от 100 до 104 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Средний срок службы, лет | 15 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти 213 НГДУ «Нурлатнефть», зав. №01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти 213 НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки | НА.ГНМЦ.0239-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0239-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти 213 НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 15.06.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Г осударственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКН;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав
СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
представлены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №213 НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть», ФР.1.28.2018.30469.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти 213 НГДУ «Нурлатнефть»
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»
73787-19: Методика поверки НА.ГНМЦ.0239-18 МПСкачать760.3 Кб