Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №241 ТИП «ТатРИТЭКнефть» АО «РИТЭК» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и массы нетто нефти при проведении учетных операций между ТПП «ТатРИТЭКнефть» и АО «Транснефть-Прикамье».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - МНР). 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 входного и выходного коллекторов, 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.
На входном коллекторе СИКН установлены следующие средства измерений (далее -СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- манометр для местной индикации давления.
БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной резервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 200 (далее - МПР) (регистрационный № 13425-01);
- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-05);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99);
- преобразователь измерительный САПФИР-22М для местной индикации разности давления на фильтре сетчатом МИГ-Ф-100-4,0;
- манометры 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 № 14557-05);
- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 (регистрационный № 22214-01);
- денсиметр SARASOTA модификации FD960 (регистрационный № 19879-00);
- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-05);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99);
- два пробоотборника автоматических «Стандарт-А» для автоматического отбора проб;
- пробоотборник ручной «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе СИКН установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик температуры 644 (регистрационный № 39539-08);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);
- манометр и термометр 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 поверочной стационарной «ОЗНА-Прувер С-0,05» модели 100 по передвижной НУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два измерительно-вычислительных контроллера 0MNI-6000 (регистрационный № 15066-01 и 15066-04), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора, оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Поверку 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 поверочная стационарная «ОЗНА-Прувер С-0,05» модели 100 (регистрационный № 31455-06);
- два преобразователя давления измерительных 3051 (регистрационный № 14061-10);
- два датчика температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08);
- 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 температуры (°С), давления (МПа), объемной доли воды в нефти (%) и плотности нефти (кг/м );
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ МПР по блоку ПУ или по передвижной ПУ;
- поверку стационарной ПУ по передвижной ПУ;
- 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 измерительно-вычислительных контроллеров 0MNI-6000, 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 измерительновычислительных контроллеров 0MNI-6000.
К ПО верхнего уровня относится программа автоматизированного рабочего места -, 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.
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.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 24.75.04 |
| Цифровой идентификатор ПО (CRC16) | 9111 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч (м3/ч) | от 8,4 до 81,4 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | от 840 до 920 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +5 до +40 |
| Диапазон давления измеряемой среды, МПа | от 0,4 до 2,0 |
| Параметры электропитания - напряжение питания сети, В - частота питающей сети, Гц | 400+40/230 -23 (50±0,4) |
| Габаритные размеры СИКН (ДхШхВ), мм, | 9 000х6 000х2 900 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -40 до +45 от 20 до 90 от 96 до 104 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Масса, кг | 27 000 |
| Средний срок службы, лет | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 30 000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №241 ТПП «ТатРИТЭКнефть» АО «РИТЭК», зав. № 1 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №241 ТПП «ТатРИТЭКнефть» АО «РИТЭК». Методика поверки | НА.ГНМЦ.0215-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0215-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №241 ТПП «ТатРИТЭКнефть» АО «РИТЭК». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 24.05.2018 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 средств измерений, входящих в состав системы.
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
приведены в документе МН 353-2013 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 241 для учетных операций при транспортировке нефти на пункте приема-сдачи нефти ТПП «ТатРИТЭКнефть» ОАО «РИТЭК» и ОАО «СЗМН» ОАО «АК «Транснефть», ФР.1.29.2017.28749.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №241 ТПП «ТатРИТЭКнефть» АО «РИТЭК»
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 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»
73119-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0215-18 МПСкачать6.4 Мб