Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №218 НГДУ «Ямашнефть» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы нефти при расчетно-коммерческих операциях между НГДУ «Ямашнефть» 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 - ПР). 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 измерительных линий (далее - БИЛ), выходного коллектора, блока измерений показателей качества нефти (далее -БИК), блока 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:
- датчик давления Метран-55 (регистрационный № 18375-08) или датчик давления «Метран 150» (регистрационный № 32854-09);
- манометр для местной индикации давления.
БИЛ состоит из двух рабочих измерительных линий (далее - ИЛ).
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF400 (регистрационный № 45115-10);
- фильтр сетчатый МИГ-ФБ;
- манометры для местной индикации давления.
На выходном коллекторе СИКН установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-10) или датчик давления Метран-22 (регистрационный № 17896-05);
- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный 22257-05);
- пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
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:
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (регистрационный № 14557-05);
- денсиметр SARASOTA модификации FD960 (регистрационный № 19879-00);
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный № 13424-92);
- преобразователь плотности и вязкости измерительный модели 7827 (регистрационный № 15642-96);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-10) или датчик давления Метран-22 (регистрационный № 17896-05);
- преобразователь расхода для индикации расхода в БИК;
- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный 22257-05);
- два пробоотборника автоматических «Проба-1М» для автоматического отбора проб;
- пробоотборник ручной для ручного отбора проб;
- узел подключения пикнометрической установки;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Блок подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ПР по передвижной ПУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительно-вычислительных OMNI 6000 (регистрационный № 15066-09), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора АРМ «Сфера», оснащенных 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 температуры (°С), давления (МПа), объемной доли воды в нефти (%);
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ ПР по передвижной ПУ;
- 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, входящие 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
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН 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.
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, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов, расчета массы нетто нефти.
Идентификационные данные программы автоматизированного рабочего места - АРМ «Сфера» представлены на мемосхеме монитора компьютера автоматизированного места оператора. Идентификация ПО контроллера осуществляется на экране контроллера.
ПО СИКН 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 СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения СИКН.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | OMNI-6000 |
| Идентификационное наименование ПО | АРМ «Сфера» | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.2.5.16 | 24.75.04 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | EF9F814FF4180D55B D94D0DEBD230D76 | 9111 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | CRC-16 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 150 до 500 |
| 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 885 до 910 |
| Температура измеряемой среды, °С | от +18 до +45 |
| Давление измеряемой среды, МПа | от 0,3 до 2,5 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Параметры электрического питания, В/Гц | 380±38/50±1, 220±22/50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -47 до +38 от 60 до 80 от 84,0 до 106,7 |
| 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 № 218 НГДУ «Ямашнефть», зав. № 01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 218 НГДУ «Ямашнефть». Методика поверки | НА.ГНМЦ.0174-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0174-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 218 НГДУ «Ямашнефть». Методика поверки», утверждённой ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 07.11.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
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 № 218 НГДУ «Ямашнефть», ФР.1.29.2017.25656.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №218 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»
74156-19: Методика поверки НА.ГНМЦ.0174-18 МПСкачать3.8 Мб