Система измерений количества и показателей качества нефти № 617 ОАО "Самараинвестнефть", 55116-13

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №617 ОАО «Самараинвестнефть» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти.

Описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре ООО »Метрология и Автоматизация» (г. Самара) по проектной документации «Система измерений количества и показателей качества нефти №218/12 «Техническое перевооружение СИКН №617 ОАО «Самараинвестнефть», в состав СИКН входят СИ и оборудование серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 01/13.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Измерения массы брутто нефти осуществляются прямым методом динамических измерений - по результатам массы нефти с помощью счетчика-расходомера массового.

Конструктивно система измерений количества и показателей качества нефти №617 ОАО «Самараинвестнефть» состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока стационарной 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.

В БФ установлены:

-    фильтр сетчатый с быстросъемной крышкой МИГ-Ф-80;

-    преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051CD (№14061-04);

-    манометры для местной индикации давления на входе и выходе фильтра;

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 300 (№ 45115-10);

-    преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);

-    преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№27129-04);

-    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 выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (№ 15644-06);

-    влагомер поточный УДВН-1пм (№43216-09);

-    преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);

-    преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№27129-04);

-    автоматический пробоотборник «Стандарт-А»;

-    пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р»;

-    манометры и термометры для местной индикации давления и температуры;

Блок ТПУ состоит из установки трубопоршневой «Сапфир М»-100-4,0 (№ 23520-02), которая в комплекте с преобразователем плотности из состава БИК обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода.

Система обработки информации состоит из двух контроллеров измерительновычислительных OMNI 6000 (№ 15066-04).

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 массы брутто нефти (т) и массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

-    автоматизированное вычисление массы нетто нефти (т);

-    автоматический и ручной отбор проб нефти;

-    автоматическое измерение температуры нефти (°С), давления нефти (МПа), перепада давления нефти на фильтрах (МПа), плотности нефти (кг/м ) при проведении поверки и контроля метрологических характеристик по стационарной ТПУ;

-    автоматическое измерение объемной доли воды в нефти с помощью поточного влагомера (%);

-    автоматизированный контроль метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых по стационарной ТПУ;

-    автоматизированную поверку счетчиков-расходомеров массовых с помощью стационарной или передвижной ТПУ;

-    поверку стационарной ТПУ с помощью передвижной поверочной установки 1-го разряда;

-    автоматическое регулирование расхода через измерительные линии и поверочную установку, расхода через БИК для обеспечения изокинетичности отбора проб;

-    регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение

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

К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного OMNI 6000 (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.

К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК, обеспечивающая, проведение вычислительных операций согласно заложенным алгоритмам, хранение калибровочных таблиц, Свидетельство о метрологической аттестации алгоритма программного обеспечения комплекса измерительновычислительного OMNI 6000 № 2301-05м-2009 от 15.10.2009г., выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева».

К ПО верхнего уровня относится программное обеспечение «RATE АРМ оператора УУН», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях 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, выдано ФГУП ВНИИР 27.12.2011 г. и алгоритмов вычислений №21002-11, выдано ФГУП ВНИИР 27.12.2011 г. К метрологически значимой части ПО «RATE АРМ оператора УУН» относится файл «RateCalc.dll».

Лист № 3 Всего листов 4

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;

-    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 ПО, входящего в состав СИКН:

Технические характеристики

Рабочая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002;

от 30 до 60; от 5 до 50; от 0,6 до 1,3; от 870 до 910;

от 10 до 211;

0,5;

±0,2;

±0,5;

±0,3;

±0,25;

±0,35.

Рабочий диапазон массового расхода, т/ч Рабочий диапазон температур нефти, оС Рабочий диапазон давления нефти, МПа Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти

мм2/с

Массовая доля воды в нефти, %, не более Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, оС 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, %

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 №617 ОАО «Самараинвестнефть». Методика поверки. НА.ГНМЦ.0027-13 МП».

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0027-13 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №617 ОАО «Самараинвестнефть». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 15.07.2013 г. Перечень эталонов применяемых при поверке:

-    поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ Р 8.510-2002;

-    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 СИКН №617 ОАО «Самараинвестнефть», утверждена ООО «Метрология и Автоматизация» 13.05.2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №617 ОАО «Самараинвестнефть»

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

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.