Система измерений количества и показателей качества нефти № 241 ТПП "ТатРИТЭКнефть" ОАО "РИТЭК", 55695-13

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 241 ТПП «Т атРИТЭКнефть» ОАО «РИТЭК» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и массы нетто нефти при проведении учетных операций между ТПП «ТатРИТЭКнефть» ОАО «РИТЭК» и ОАО «СЗМН» ОАО «АК «Транснефть».

Описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа), из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 01.

Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений - с помощью расходомеров массовых и системы обработки информации.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блок трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из одной рабочей и одной резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

-    счетчик - расходомер массовый Micro Motion модели CMF-200 (№ 13425-01);

-    преобразователь давления измерительный 3051TG (№ 14061-99);

-    преобразователь измерительный 244ЕН к датчику температуры (№ 14684-00);

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На выходном коллекторе БИЛ установлены:

-    пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85;

-    преобразователь давления измерительный 3051TG (№ 14061-99);

-    преобразователь измерительный 244ЕН к датчику температуры (№ 14684-00);

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции непрерывного измерения плотности и объемной доли воды в нефти, и автоматического отбора объединенной пробы нефти для последующего определения показателей качества нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    денсиметр SАRASOTA модели FD960 (№ 19879-00);

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (№14557-05);

-    преобразователь давления измерительный 3051TG (№ 14061-99);

-    преобразователь измерительный 244ЕН к датчику температуры (№ 14684-00);

-    два автоматических пробоотборника с диспергатором «Стандарт А-50»;

-    пробоотборник для ручного отбора проб «Стандарт Р-50» с диспергатором;

-    манометры и термометры для местной индикации давления и температуры;

Блок ТПУ состоит из установки трубопоршневой поверочной стационарной ОЗНА-Прувер С-0,05-100-4,0 (№ 31455-06), которая в комплекте с преобразователем плотности из

Лист № 2 Всего листов 5

состава БИК обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода.

Система обработки информации состоит из двух контроллеров измерительновычислительных OMNI 6000 (№ 15066-01), а также автоматизированного рабочего места оператора, предназначенного для визуального отображения результатов измерений и управления технологическими режимами работы СИКН.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

-    автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

-    автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3) нефти, 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 контроль метрологических характеристик преобразователей расхода по стационарной поверочной установке;

-    поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;

-    автоматический отбор объединенной пробы нефти;

-    регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

Программное обеспечение

Программным обеспечением (далее - ПО) СИКН является ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000 (далее - ИВК). Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения комплексов измерительно-вычислительных OMNI 6000 № 2301-05м-2009 от 15 .10.2009 г., выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева».

ПО ИВК, обеспечивает общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.

К метрологически значимой части ПО относится операционная система ИВК, обеспечивающая общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций согласно заложенным алгоритмам, хранение калибровочных таблиц, загрузку и хранение конфигурации, обработку и передачу данных согласно текущей конфигурации контроллера.

В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:

-    разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей;

-    запретом доступа на редактирование сформированных отчетов и протоколов;

-    аппаратной блокировкой возможности переконфигурирования контроллеров измерительно-вычислительных OMNI-3000. Переключатель расположен с внутренней стороны передней панели контроллеров и может быть опломбирован;

-    ведением внутреннего журнала фиксации событий.

Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Идентификационные данные программного обеспечения (ПО):

Технические характеристики

Рабочая среда    нефть

по ГОСТ Р 51858-2002;

от 8,4 до 81,4; от 5 до 40; от 0,4 до 2,0; от 840 до 920; от 3 до 300; 0,5;

±0,2;

±0,5;

±0,3;

±0,25;

±0,35.

Диапазон измерений массового расхода, т/ч Рабочий диапазон температуры нефти, °С Рабочий диапазон давления нефти, МПа Диапазон плотности нефти при стандартных условиях, кг/м3 Рабочий диапазон вязкости нефти, сСт Массовая доля воды, %, не более

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

1.    Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКН.

2.    Инструкция по эксплуатации СИКН.

3.    Инструкция. «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 241 ТПП «ТатРИТЭКнефть» ОАО «РИТЭК». Методика поверки. НА.ГНМЦ.0022-13 МП»

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0022-13 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 241 ТПП «ТатРИТЭКнефть» ОАО «РИТЭК». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 14.05.2013 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

-    передвижная поверочная установка I-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;

-    установка трубопоршневая поверочная стационарная ОЗНА-Прувер-0,05-100-4,0 с диапазоном измерений от 5 до 100 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1%;

-    рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002 с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 кг/м3;

-    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 других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.

Сведения о методах измерений

«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», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» 08.04.2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 241 ТПП «ТатРИТЭКнефть» ОАО «РИТЭК»

1.    ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".

2.    «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утверждены приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.