Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН "Радаевская" ОАО "Самаранефтегаз"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Радаевская» ОАО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массы и параметров сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти.

Описание

Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых.

Конструктивно СИКНС состоит из входного коллектора, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений параметров сырой нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки, выходного коллектора. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.

На входном коллекторе СИКНС установлены:

-    манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11);

-    индикатор фазового состояния ИФС-1В-700М.

БИЛ состоит из двух измерительных линий (ИЛ): одной рабочей и одной контрольно-резервной ИЛ.

На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    фильтр сетчатый с быстросъемной крышкой DN 150;

-    манометр показывающий МП4А-Кс (Госреестр № 50119-12), установленный на входе фильтра;

-    манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11), установленный на выходе фильтра;

-    преобразователь давления AUTROL модели APT3100 (Госреестр № 37667-13) для измерения разности давлений;

-    счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF400 (Госреестр № 45115-10) (далее - массомеры);

-    преобразователь давления AUTROL модели APT3200 (Госреестр № 37667-13);

-    термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);

-    термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (Госреестр № 46078-11).

БИК выполняет функции непрерывного измерения объемной доли воды в сырой нефти, вязкости сырой нефти и автоматического отбора объединенной пробы для последующего определения параметров сырой нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ.

В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    два фильтра сетчатых, на входе и выходе каждого фильтра установлены манометры показывающие МП4А-Кс (Госреестр № 50119-12) для контроля перепада давления;

-    два центробежных насоса, на выходе каждого насоса установлен манометр показывающий МП4А-Кс (Госреестр № 50119-12);

-    влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-10);

-    преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 (Госреестр № 15642-06);

-    преобразователь давления AUTROL модели APT3200 (Госреестр № 37667-13);

-    термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);

-    манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Г осреестр № 26803-11);

-    термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (Госреестр № 46078-11);

-    преобразователь расхода турбинный NuFlo (Госреестр № 39188-08);

-    два пробоотборника автоматических «Отбор-А-Р-Слив»;

-    пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт - РОП»;

-    узел подключения резервного влагомера;

-    ручной регулятор расхода.

Узел подключения передвижной поверочной установки размещен на выходном трубопроводе БИЛ и предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки и контроля метрологических характеристик массомеров.

На выходном коллекторе СИКНС установлены:

-    ручной регулятор расхода;

-    два преобразователя давления AUTROL модели APT3200 (Госреестр № 37667-13);

-    два манометра показывающих для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11), установленные на входе и выходе регулятора расхода;

-    термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);

-    термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (Госреестр № 46078-11).

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят:

-    два вычислителя УВП-280Б.01 (Госреестр № 53503-13) (основной и резервный);

-    автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН», оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКНС, в соответствии с МИ 3002-2006 и методиками поверки средств измерений, входящих в состав СИКНС.

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение давления и температуры сырой нефти;

-    автоматическое измерение перепада давления сырой нефти на фильтрах;

-    автоматическое измерение объемной доли воды в сырой нефти;

-    автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;

-    ручное регулирование расхода сырой нефти:

-    автоматическое измерение массы сырой нефти;

-    автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти;

-    поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) массомеров по передвижной поверочной установке;

-    КМХ рабочего массомера по контрольно-резервному массомеру;

-    отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;

-    защита информации от несанкционированного доступа.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.

К нижнему уровню относится ПО вычислителей УВП-280Б.01. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения вычислителей УВП-280Б.01 № 208/24-2011 от 21.10.2011 г., выдано ФГУП «ВНИИМС».

К ПО верхнего уровня относится ПО автоматизированного рабочего места оператора «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство об аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27.12.2011 г., выдано ФГУП «ВНИИР».

В ПО СИКНС 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;

-    ведением внутреннего журнала фиксации событий.

Уровень защиты ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС

Технические характеристики

Рабочая среда

нефть сырая; от 44 до 190; от +10 до +50; от 0,5 до 2,5; от 879,4 до 971,6;

10;

0,48;

отсутствует;

±0,25;

Рабочий диапазон массового расхода, т/ч Рабочий диапазон температуры сырой нефти, °С Рабочий диапазон давления сырой нефти, МПа Рабочий диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более Объемная доля растворенного газа в сырой нефти, м3/м3, не более Содержание свободного газа

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти поточным влагомером, %: в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 5 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 5 до 10 %

±0,35;

±0,4.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта СИКНС типографским способом.

Комплектность

1.    Единичный экземпляр СИКНС.

2.    «Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Радаевская» ОАО «Самаранефтегаз». Паспорт 215/2/14-ПС.

3.    Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Радаевская» ОАО «Самаранефтегаз». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0077-15 МП.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0077-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Радаевская» ОАО «Самаранефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» 24.07.2015 г.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

-    установка поверочная передвижная ПУМА (Госреестр № 59890-15) либо передвижная поверочная установка 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;

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

-    рабочий эталон 2-го разряда единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов по ГОСТ 8.614-2013;

- рабочий эталон вязкости по ГОСТ 8.025-96 с пределами допускаемой приведенной погрешности измерений динамической вязкости не более ± 0,5 %;

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

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

Сведения о методах измерений

Инструкция «Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Радаевская» ОАО «Самаранефтегаз», регистрационный код в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.19256.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Радаевская» ОАО «Самаранефтегаз»

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

2    Техническая документация изготовителя