Система измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО "Булгарнефть" при Первомайском товарном парке НГДУ "Прикамнефть" ПАО "Татнефть"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО «Булгарнефть» при Первомайском парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти при проведении учетных операций между сдающей и принимающей стороной.

Описание

Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью расходомеров массовых (далее - ПР).

Конструктивно СИКНС состоит из входного и выходного коллекторов, блока измерительных линий (далее - БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), блока измерений параметров нефти сырой (далее - БИК) и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.

На входном коллекторе СИКНС установлены следующие средства измерений (далее -СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:

- влагомер сырой нефти (регистрационный № 24604-12).

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.

На входном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

- преобразователь давления измерительный Cerabar M (регистрационный № 41560-09);

- манометр для местной индикации давления.

На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF (регистрационный № 1342501 или 45115-10 или 45115-16);

- преобразователь давления измерительный Cerabar M (регистрационный № 41560-09);

- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный № 38548-13);

- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

- преобразователь давления измерительный Cerabar M (регистрационный № 41560-09);

- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный № 38548-13);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ПР по передвижной ПУ.

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:

- расходомер-счётчик   ультразвуковой    OPTISONIC    3400    (регистрационный

№ 57762-14);

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);

- преобразователь давления измерительный Cerabar M (регистрационный № 41560-09);

- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный № 38548-13);

- два пробоотборника автоматических Стандарт-АЛ;

- пробоотборник ручной;

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства:

- манометры для местной индикации давления.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» (OCTOPUS-L») (регистрационный № 43239-15), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом АРМ оператора «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное 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) и объемной доли воды в сырой нефти (%);

- поверку и КМХ ПР по передвижной ПУ;

- КМХ ПР, установленного на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-передачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, 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) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.

К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК), 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 ИВК.

К ПО 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.

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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Продолжение таблицы 3

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0127-16 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой №2059 АО «Булгарнефть» при Первомайском парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть». Методика поверки» с изменением №1, утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 26.12.2018 г.

Основные средства поверки:

- рабочий эталон 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 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 поверяемой СИКНС с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

Сведения о методах измерений

приведены в документе Инструкция «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений  количества  и  параметров  нефти  сырой  №2059  ПАО «Булгарнефть»  при

Первомайском парке НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть», ФР.1.29.2016.25155.

Нормативные документы

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»