Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 902 на ПСП «Серные воды» ОАО «Самаранефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и массы нетто нефти и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ОАО «Самаранефтегаз» и Бугурусланским РНУ ОАО «Приволжскнефтеровод».
Описание
СИКН изготовлена в одном экземпляре ООО «Метрология и Автоматизация» (г. Самара) по проектной документации ООО «Метрология и Автоматизация» (г. Самара), из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 902.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.
Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью счетчиков (преобразователей) жидкости лопастных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускают неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из двух рабочих и одной резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):
- счетчик (преобразователь) жидкости лопастной Dy 8” (№ 12749-05);
- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-04);
- преобразователь измерительный 3144P (№ 14683-04) в комплекте с
термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-05);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85, установленное на входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
- два преобразователя плотности жидкости измерительных модели 7835 (№ 15644-06);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (№ 14557-05);
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 (№ 15642-06);
- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-04);
- преобразователь измерительный 3144P (№ 14683-04) в комплекте с
термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-05);
- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 (№ 22214-01)
- две системы смешивания и отбора проб Clif Mock True Cut С-22;
- устройство для ручного отбора точечных проб с диспергатором по ГОСТ 2517-85;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Блок ТПУ состоит из установки трубопоршневой «Сапфир М»-500 заводской № 63 (Госреестр № 23520-07) с диапазоном измерений от 40 до 500 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,10 % в комплекте с преобразователями давления и температуры, аналогичными установленным в БИК, и обеспечивает проведение оверки и контроля метрологических характеристик счетчиков (преобразователей) жидкости лопастных.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» с функцией резервирования (Госреестр № 19240-05), осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);
- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (мм2/с) нефти, содержания воды (%) в нефти;
- вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик счетчиков (преобразователей) жидкости лопастных 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.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО комплекса измерительновычислительного «ИМЦ-03» (далее - ИВК), свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения ИВК № ПО-2550-03-2011, выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 14.01.2011 г.
К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса «Rate АРМ оператора УУН», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27.12.2011 г., выдано ФГУП «ВНИИР».
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, непреднамеренных и преднамеренных изменений алгоритмов и установленных параметров разграничением прав доступа пользователей с помощью системы паролей, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от изменения путем кодирования.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО, входящего в состав СИКН:
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование ПО | Идентификационный номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| «Rate АРМ оператора УУН» | 2.3.1.1 | B6D270DB | CRC32 |
| PX.342.01.01.00 AB. Нефть, нефтепродукты. Преобразователи объемного расхода | 342.01.01 | 1FEEA203 | CRC32 |
Технические характеристики
Рабочая среда нефть по ГОСТ Р 51858-2002;
| Рабочий диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч Рабочий диапазон температур нефти, °С Рабочий диапазон давлений нефти, МПа Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с Массовая доля воды в нефти, %, не более Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, °С Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления нефти, % 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, % | от 141 до 480; от 5 до 40; 0,5 до 4,14; от 850 до 950; от 34 до 100; 0,5; ±0,2; ±0,5; ±0,3; ±0,25; ±0,35. |
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 № 902 на ПСП «Серные воды» ОАО «Самаранефтегаз». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0045-13 МП.
Поверка
осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0045-13 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 902 на ПСП «Серные воды» ОАО «Самаранефтегаз». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 19.12.2013 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- передвижная поверочная установка 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002;
- установка поверочная трубопоршневая с диапазоном измерений от 40 до 500 м3/ч «Сапфир М»-500 (Госреестр № 23520-07).
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);
- плотномер МД-02 (Госреестр № 28944-08);
- 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
«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 902 на ПСП «Серные воды» ОАО «Самаранефтегаз», утверждена ООО «Метрология и Автоматизация» 06.12.2013 г.
Нормативные документы
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», утвержденные приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69.
Рекомендации к применению
- осуществление торговли.
