Система измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО "РНГ"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО «РНГ» (далее -СИКН) предназначена для измерения массы брутто и определения массы нетто нефти.

Описание

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - МПР). 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 блока фильтров (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), 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.

БФ состоит из входного и выходного коллекторов и двух линий.

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

- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);

- манометр для местной индикации давления.

На каждой линии БФ установлены следующие СИ и технические средства:

- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);

- фильтр Ду 150;

- манометры для местной индикации давления.

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

На входном коллекторе БИЛ установлены следующие технические средства:

- пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012.

На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion (регистрационный № 45115-16);

- датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16);

- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);

- манометр и термометры для местной индикации давления и температуры.

На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

- датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16);

- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);

- 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:

- два преобразователя плотности и расхода CDM (регистрационный № 63515-16);

- два преобразователя плотности и вязкости FDM, FVM, HFVM (регистрационный № 62129-15);

- два влагомера поточных моделей L и F (регистрационный № 56767-14);

- расходомер-счетчик   ультразвуковой    OPTISONIC    3400    (регистрационный

№ 57762-14);

- четыре датчика температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16);

- три преобразователя давления измерительных 3051 (регистрационный № 14061-15);

- два автоматических пробоотборника Cliff Mock для автоматического отбора проб;

- ручной пробоотборник для ручного отбора проб;

- место для подключения плотномера, пикнометрической установки и УОСГ-100;

- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) МНР и поверки установки трубопоршневой ТПУ «Сапфир-М НГИ» по передвижной ПУ.

На узле подключения передвижной НУ установлены два датчика температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16).

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (регистрационный № 52866-13), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора, оснащенные монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.

Новерку и КМХ МНР проводят с помощью блока НУ, расположенного на одной площадке с СИКН и включающего в себя следующие СИ и технические средства:

- установка   трубопоршневая   ТНУ   «Сапфир-М   НГИ»   (регистрационный

№ 67690-17);

- два преобразователя давления измерительных 3051 (регистрационный № 14061-15);

- два датчика температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16);

- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

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/м3), вязкости (сСт), температуры (°С) и давления (МНа);

- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

- вычисление плотности нефти (кг/м3), приведенной к стандартным условиям, к условиям измерения в блоке НУ, к условиям измерения в выходном коллекторе;

- вычисление кинематической вязкости (м2/с), приведенной к условиям измерений, к плюс 20 °С;

- поверку и КМХ МНР по стационарной и передвижной НУ;

- КМХ МНР, установленого на рабочей ИЛ, по МНР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;

- поверку стационарной НУ по передвижной НУ;

- автоматический отбор объединенной пробы нефти;

- ручной отбор точечной 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

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.

К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (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 генератор отчетов АБАК REPORTER автоматизированного рабочего места (далее - АРМ оператора), выполняющий 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.

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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Продолжение таблицы 3

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0216-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1512 АО «РНГ». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 24.07.2018 г.

Основные средства поверки:

- рабочий эталон единицы объемного расхода жидкости 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 от 30 м3/ч до 300 м3/ч, регистрационный номер 3.6.БКЮ.0010.2018;

- рабочий эталон единицы плотности жидкости 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002 в диапазоне значений от 600 кг/м3 до 1000 кг/м3, регистрационный номер 3.6.БКЮ.0011.2018;

- 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 «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти для АО «РНГ», аттестованном ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» (свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-052/01-2018 от 09.07.2018г.).

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения 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»

Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15.03.2016 г. № 179 «Перечень 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»