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 № 22753
02 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, установлены^ 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 СИКН
С
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | Rate15.exe | ИВК «ОКТОПУС» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | 1.04 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 6,12 до 20,6 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | сырая нефть |
| Температура измеряемой среды, °С | от +5 до +35 |
| Давление измеряемой среды, МПа | от 0,2 до 1,6 |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3 | от 860,0 до 920,0 |
| Массовая доля воды, %, не более | 5,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 30 000 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,1 |
| Параметры электропитания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38/220±22 50±1 |
| Г абаритные размеры (ДхШхВ), мм | 9000х3000х3000 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -47 до +38 от 20 до 90 от 100 до 104 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 15 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
| Режим работы СИКНС | периодический |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «ТНС-Развитие» при УПН с ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара», зав. № 01 | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКНС | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «ТНС-Развитие» при УПН с ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара». Методика поверки | НА.ГНМЦ.0211-18 МП | 1 экз. |
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 Г осударственной 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, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ООО «ТНС-Развитие» при УПН с ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара»
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»
72806-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0211-18 МПСкачать2.6 Мб