Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО "ТНС-Развитие" при УПН с ПСП "Калиновый Ключ" ООО "Татнефть-Самара"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «ТНС-Развитие» при УПН с ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара» (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы сырой нефти при расчётно-коммерческих операциях между ООО «Татнефть-Самара» и ООО «ТНС-Развитие».

Описание

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

Конструктивно СИКНС состоит из входного коллектора, блока фильтров (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), выходного коллектора, 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.

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

- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99 или 14061-04);

- манометр для местной индикации давления.

БФ состоит из рабочей и резервной линии. На каждой линии установлены следующие СИ и технические средства:

- фильтр тонкой очистки;

- преобразователь давления измерительный 3051 для измерения разности (перепада) давления (регистрационный № 14061-99 или 14061-04);

- манометр для местной индикации давления.

БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной резервноконтрольной ИЛ.

На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF 300  (регистрационный

№ 13425-06);

- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99 или 14061-04);

- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65   (регистрационный

№ 22257-01);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99 или 14061-04);

- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65   (регистрационный

№ 22257-01);

- 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 № 14557-10);

- счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш (регистрационный № 26776-04);

- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99 или 14061-04);

- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65   (регистрационный

№ 22257-01);

- два автоматических пробоотборника «Стандарт-А» для автоматического отбора проб;

- ручной пробоотборник для ручного отбора проб;

- место для подключения пикнометрической установки;

- 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.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС») (регистрационный № 2275302 или 22753-12) (рабочий и резервный), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Rate АРМ оператора УНН», 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 КМХ ПР по передвижной ПУ, КМХ ПР, установленых на рабочих ИЛ, по ПР, 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 СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения оттисков клейм или наклеек на эти СИ в соответствии с методиками поверки данных СИ.

Программное обеспечение

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

К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительных сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС») (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций согласно заложенным алгоритмам, хранение калибровочных таблиц, загрузку и хранение конфигурации, обработку и передачу данных согласно текущей конфигурации ИВК. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК.

К ПО верхнего уровня относится программа автоматизированного рабочего места -«Rate АРМ оператора УНН», 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.

ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных 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

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

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.0211-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «ТНС-Развитие» при УПН с ПСП «Калиновый Ключ»     ООО     «Татнефть-Самара».     Методика     поверки»,     утверждённому

ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 21.04.2018 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 СИ, 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 МН 853-2018 «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ООО «ТНС-Развитие» при УПН с ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара», аттестованном ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» (свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-043/01-2018 от 11.04.2018 г.).

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»