Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Утевская» 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 фильтров (БФ), 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 установлен манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11).
В состав БФ входят:
- два фильтра сетчатых с быстросъемной крышкой DN 150, на входе и выходе каждого фильтра установлен манометр избыточного давления показывающий МП4-У (Госреестр № 10135-10) для контроля перепада давления;
- два датчика давления Метран-150CD (Госреестр № 32854-13) для измерения разности давлений;
БИЛ состоит из двух измерительных линий (ИЛ): одной рабочей и одной контрольно-резервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF400 DN 150 (Госреестр № 45115-10) (далее - массомеры);
- датчик давления Метран-150TG (Госреестр № 32854-13);
- 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).
БИК выполняет функции непрерывного измерения объемной доли воды в сырой нефти и автоматического отбора объединенной пробы нефти 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 входном коллекторе БИЛ.
В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
- влагомер сырой нефти ВСН-2-50-100 (Госреестр № 24604-12);
- датчик давления Метран-150TG (Госреестр № 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 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 зарактеристик массомеров.
На выходном коллекторе СИКНС установлены:
- ручной регулятор расхода;
- два датчика давления Метран-150ТО (Госреестр № 32854-13), установленные на входе и выходе регулятора расхода;
- 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 полученной информации. В состав СОИ
входят:
- два вычислителя УВП-280Б.01 (Госреестр № 53503-13) (основной и резервный);
- автоматизированное рабочее место оператора «Rate АРМ оператора УУН» на базе персонального компьютера, оснащенное 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
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
УВП-280Б.01 | АРМ оператора |
Идентификационное наименование ПО | - | Rate АРМ оператора УУН |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.17 | 2.3.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО | - | B6D270DB |
Другие идентификационные данные, если имеются | - | - |
Технические характеристики
Рабочая среда
нефть сырая; от 40 до 188; от +15 до +45; от 0,4 до 2; от 811,5 до 1153;
90;
11;
отсутствует;
±0,25;
Рабочий диапазон массового расхода, т/ч Рабочий диапазон температуры сырой нефти, °С Рабочий диапазон давления нефти 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 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 10 до 20 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 20 до 50 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 50 до 70 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 70 до 85 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 85 до 90 %
±1,5;
±1,6;
±1,7;
±2,6;
±5,8;
±17;
±26.
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 УПСВ «Утевская» ОАО «Самаранефтегаз». Паспорт 214/2/14-ПС.
3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Утевская» ОАО «Самаранефтегаз». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0078-15 МП.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0078-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Утевская» 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;
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);
- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).
Сведения о методах измерений
Рекомендация «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Утевская» ОАО «Самаранефтегаз», регистрационный код в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.19255.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Утевская» ОАО «Самаранефтегаз»
1 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
2 Техническая документация изготовителя