Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) УПН "Красноярка" - выход

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) УПН «Красноярка» - выход (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного измерения и учета товарной нефти, перекачиваемой с УПН «Красноярка» на НПС «Похвистнево».

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, 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.

Блок фильтров состоит из двух линий (рабочая и резервная). На каждой линии установлены следующие средства измерений (далее - СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:

- два датчика давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

- 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 установлены следующие СИ и технические средства:

- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);

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

- пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012;

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 350 (далее - МПР) (регистрационный № 45115-16);

- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);

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

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На выходном коллекторе установлены следующие СИ и технические средства:

- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);

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

- 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 влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);

- расходомер-счетчик   ультразвуковой    OPTISONIC    3400    (регистрационный

№ 57762-14);

- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);

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

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

- пробоотборник ручной «Стандарт-Р» 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 по передвижной ПУ.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (регистрационный № 43239-15), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора «Rate АРМ оператора УУН», 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 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 МПР по передвижной ПУ, КМХ МПР, установленого на рабочей ИЛ, по МПР, установленному на контрольно-резервной 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

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

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

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, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов, вычисления массы нетто нефти.

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.

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

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.0210-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) УПН «Красноярка» - выход. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 26.04.2018 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 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 «Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) на УПН «Красноярка» - выход ПАО «Оренбургнефть», аттестованном ООО «Метрология и Автоматизация» (свидетельство об аттестации № 37-RA.RU.311956-2018 от 02.04.2018г.).

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»