Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО "Булгарнефть" при Первомайском товарном парке НГДУ "Прикамнефть" ОАО "Татнефть, 50340-12

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы и параметров сырой нефти при учётно-расчетных операциях между ОАО «Булгарнефть» и НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть».

Описание

Измерение массы сырой нефти проводится прямым методом динамических измерений.

Конструктивно СИКНС состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения параметров нефти сырой (БИК) и системы обработки информации (СОИ) и изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного производства. Перед входным коллектором БИЛ установлен влагомер сырой нефти ВСН-2-1111-100.

Блок измерительных линий состоит из одной рабочей и одной резервно-контрольной измерительных линий. В измерительных линиях установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

-    счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF300 ( № 13425-06);

-    термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран - 276МП ( № 21968-06);

-    преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP41 ( № 23360-02);

-    датчик давления Метран-22-Ех ДД (дифференциальный) ( № 17896-05) Манометр для точных измерений типа МТИ ( № 1844-63);

-    датчик давления Метран-22-Ех ( №17896-05);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 ( № 303-91).

На выходном коллекторе БИЛ установлены преобразователи давления и температуры с токовым выходными сигналами, манометр, термометр. После выходного коллектора БИЛ установлено пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-85.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш-40 ( № 26776-08);

-    влагомер сырой нефти ВСН-2-ПП-100 ( № 24604-03);

-    влагомер нефти поточный УДВН-1пм3 ( №14557-05);

-    преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным в БИЛ;

-    автоматическое и ручное пробоотборные устройства по ГОСТ 2517-85

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят два комплекса измерительно-вычислительных «Октопус-Л» (Госреестр № 4323909) (рабочий и резервный) и автоматизированное рабочее место оператора «Rate АРМ оператора УУН».

Принцип действия СИКНС состоит в следующем. Сырая нефть поступает во входной коллектор БИЛ. В БИЛ сырая нефть из входного коллектора проходит через рабочую или резервно-контрольную измерительные линии, где проводится измерение массы сырой нефти массовыми расходомерами, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. Часть сырой нефти через пробозаборное устройство, установленное на выходном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерения параметров качества сырой нефти, где проводится отбор пробы сырой нефти с помощью автоматического пробоотборника. Результаты измерений массы, температуры, давления сырой нефти в виде электрических сигналов поступают в систему обработки информации. В системе обработке информации проводится обработка результатов измерений. Масса нетто сырой нефти рассчитывается как разность массы сырой нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей). Массовая доля воды в сырой нефти измеряется автоматически с помощью поточного влагомера УДВН-1пм3, либо в химико-аналитической лаборатории по объединенной пробе и вводится в СОИ вручную, массовые доли хлористых солей и механических примесей определяются в химико-аналитической лаборатории по объединенной пробе и вводятся в СОИ вручную. Влагомер сырой нефти ВСН-2-1111-100 является индикатором влагосодержания сырой нефти и в вычислении массы нетто сырой нефти не участвует.

При контроле метрологических характеристик массовых расходомеров, установленных в рабочей и резервно-контрольной измерительных линиях, сырая нефть дополнительно проходит через подключаемую передвижную поверочную установку. Переключение из рабочего режима в режим контроля метрологических характеристик производится с помощью задвижек, установленных в измерительных линиях.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения знаков поверки, в виде оттисков поверительных клейм или наклеек, на средства измерений, входящих в состав СИКНС, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

-    измерение в автоматическом режиме массы сырой нефти;

-    измерение в автоматическом режиме параметров сырой нефти: температуры, давления;

-    поверку и контроль метрологических характеристик массовых расходомеров по передвижной поверочной установке по ГОСТ 8.510-2002;

-    контроль метрологических характеристик рабочего массового расходомера по резервно-контрольному;

-    автоматический отбор проб сырой нефти;

-    регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов за разные периоды времени, протоколов, актов приема-сдачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти.

-    формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об отказе системы и ее составных элементах);

-    ввод результатов лабораторных анализов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение СИКНС содержит средства обнаружения, обозначения и устранения сбоев и искажений, которые нарушают целостность результатов измерений. Метрологически значимое 1О СИКНС защищено от случайных или непреднамеренных изменений, имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений массы сырой нефти комплекса измерительно-вычислительного «Октопус-Л» аттестованы (свидетельство № 68209-04 от 18.08.2004 г. ФГУП ВНИИР).

Алгоритм вычислений и программа обработки результатов измерений автоматизированного рабочего места «Rate АРМ оператора УУН» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации № 341014-07 от 23.03.2007г., ФГУП ВНИИР).

Идентификационные данные программного обеспечения (ПО):

Технические характеристики

Рабочая среда

нефть сырая 17- 45 +5 - +45 0,3 - 4,0 10,0 ±0,2 ±0,5

*

±(0,15+0,01 •фв)

±0,25

±1,0

380/220±10%

50±1

от -35 до +37 от + 5 до +37 от +15 до +25

Диапазон измерений массового расхода, т/ч Диапазон измерений температуры, °С Диапазон измерений давления, МПа

Диапазон измерений объемной доли воды СИКНС, %, не более Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды при измерении влагомером нефти типа УДВН-1пм3, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %

Электропитание:

-    напряжение питающей сети, В

-    частота питающей сети, Гц Температура окружающей среды, °С

-    блок измерительных линий

-    блок контроля качества

-    блок обработки информации

фв - значение объемной доли воды в сырой нефти, измеренное ПВ УДВН-1пм3, %.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть» типографским способом.

Комплектность

Поверка

осуществляется по Инструкции МП 50340-12 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть». Методика поверки», утв. 15.12.2010г. ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.

Основное поверочное оборудование:

-    передвижная поверочная установка 1 или 2 разряда по ГОСТ Р 8.510-2002;

-    устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);

-    комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);

-    калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);

-    калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).

Примечание: допускается применение другого поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.

Сведения о методах измерений

Выполнение измерений массы сырой нефти производят в соответствии с методикой измерений регламентированной в документе МН 100-2010 «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгар-нефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть»», аттестованной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика», ФР 1.29.2011.09676.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть»

ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.