Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП "Альметьевск" ПАО "Татнефть" основная схема учета, 76989-19

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» основная схема учета (далее по тексту - система) предназначена для автоматического измерения массы брутто нефти, определения показателей качества нефти и автоматизированного измерения массы нетто нефти при учетных операциях между ПАО «Татнефть» и Альметьевским районным нефтепроводным управлением АО «Траснефть-Прикамье».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, реализованного с применением счетчиков-расходомеров массовых.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной и изготовленной для конкретного объекта из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы и эксплуатационными документами ее составляющих.

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

БИЛ состоит из трех рабочих и одной резервной измерительных линий (ИЛ).

В состав каждой ИЛ входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:

-    расходомер массовый Promass X 83 DN 350 (далее по тексту - СРМ) (регистрационный № 50365-12);

-    датчик температуры ТМТ142Я (регистрационный № 67337-17 или № 63821-16);

-    датчик давления типа КМ35-И (регистрационный № 56680-14) или преобразователь давления измерительный КМ35-И (регистрационный № 71088-18);

-    датчик давления типа КМ35-Д (регистрационный № 56680-14) или преобразователь давления измерительный КМ35-Д (регистрационный № 71088-18) для измерения перепада давления на фильтре;

-    фильтр;

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На входном коллекторе БИЛ установлены:

-    датчик давления типа КМ35-И (регистрационный № 56680-14) или преобразователь давления измерительный КМ35-И (регистрационный № 71088-18);

-    манометр для местной индикации давления.

На выходном коллекторе БИЛ установлены:

-    два пробозаборных устройства щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;

-    датчик давления типа КМ35-И (регистрационный № 56680-14) или преобразователь давления измерительный КМ35-И (регистрационный № 71088-18);

-    датчик температуры ТМТ142Я (регистрационный № 67337-17 или № 63821-16);

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции 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:

-    преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835В (далее по тексту - ПП) (регистрационный № 15644-01 и/или № 52638-13);

-    преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827 (регистрационный №15642-01 и/или № 15642-06) и/или преобразователь плотности и вязкости FVM (регистрационный № 62129-15);

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-01 и/или № 14557-05 и/или № 14557-15);

-    датчик температуры RTT20 (регистрационный № 54693-13 и/или №20248-00);

-    датчик давления серии I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-02);

-    счетчик нефти турбинный МИГ-32 (регистрационный № 26776-04) и/или преобразователь расхода турбинный МИГ-М-32 (регистрационный № 65199-16);

-    два пробоотборника для ручного и автоматического отбора проб;

-    фильтры тонкой очистки;

-    насосы для перекачки нефти;

-    манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

Узел ТПУ имеет в своем составе следующие СИ:

-    установка поверочная трубопоршневая Сапфир НГИ-1100 (регистрационный № 63566-16);

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

-    термопреобразователи сопротивления серии W (регистрационный № 59883-15) в комплекте с преобразователями измерительными PR (регистрационный № 51059-12);

-    манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.

Узел подключения ПУ предназначенный для подключения ПУ 1 разряда к стационарной ТПУ 2 разряда при проведении поверки ТПУ и при проведении контроля метрологических характеристик СРМ по передвижной ПУ в составе:

-    датчик давления типа КМ35-И (регистрационный № 56680-14) или преобразователь давления измерительный КМ35-И (регистрационный № 71088-18);

-    датчик температуры ТМТ142R (регистрационный № 67337-17 или № 63821-16);

-    счетчик нефти турбинный МИГ (регистрационный № 26776-04);

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

В СОИ системы входят:

-    два контроллера измерительных FloBoss S600+ (основной и резервный) (регистрационный № 57563-14);

-    преобразователи сигналов серии НПСИ (регистрационный № 43742-15);

-    автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ), с установленным на нем программным обеспечением «ГКС Расход НТ», оборудованное персональным компьютером со специализированным программным обеспечением и средствами отображения и печати.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    измерение массового расхода и массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;

-    вычисление массы нетто нефти как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного;

-    измерение в БИК объемной доли воды в нефти, плотности и вязкости нефти;

-    измерение давления и температуры нефти;

-    проведение контроля метрологических характеристик и поверки СРМ с применением стационарной ТПУ и ПП;

-    отбор проб (автоматический и ручной) согласно ГОСТ 2517-2012;

-    контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

-    защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.

К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных Floboss S600+ (далее по тексту - контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.

К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса АРМ оператора «ГКС Расход НТ», 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, вычисления массы нетто нефти. К метрологически значимой части программного комплекса АРМ оператора «ГКС Расход НТ» относится файл «metrological_char.jar».

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

Технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом. Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0143-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» основная схема учета. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»

04.12.2018 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 Рос-стандарта от 07.02.2018 г. № 256;

-    средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав системы.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Сведения о методах измерений

приведены в документе МН 711-2018 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» основная схема учета», ФР.1.28.2019.33348.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» основная схема учета

Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. «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»

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