Система измерений количества и показателей качества нефти № 234 ПСП "Кулешовка" АО "Самаранефтегаз", 67070-17

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 234 ПСП «Кулешовка» АО «Самаранефтегаз» (СИКН) предназначена для автоматизированных измерений объема, плотности, температуры, давления, вязкости и вычисления массы нефти при проведении учетных операций между АО «Самаранефтегаз» и Самарским РНУ АО «Транснефть-Приволга».

Описание

Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности, преобразователей давления, температуры и системы обработки информации.

Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

Конструктивно СИКН 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.

БИЛ состоит из трех измерительных линий (ИЛ): двух рабочих и одной резервной. В состав каждой ИЛ входят следующие технические средства и средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде):

-    фильтр Model FB-300 - 8 к 6 (STR-130) с быстросьемной крышкой;

-    преобразователь дифференциального давления 1151 мод. DP (регистрационный № 13849-04) или преобразователь дифференциального давления Deltabar PMD (регистрационный № 41560-09) для измерений перепада давления на фильтре;

-    преобразователь расхода жидкости турбинный серии Smith Sentry DN 6” (регистрационный № 12750-05);

-    преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04 или № 14061-15);

-    датчик температуры Rosemount 644, Rosemount 3144P (регистрационный № 63889-16) либо термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный № 22257-05) в комплекте с преобразователем измерительным 3144Р (регистрационный № 14683-04);

-    манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-63) для индикации местного давления;

-    термометр ртутный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);

Блок измерений показателей качества нефти выполняет функции непрерывного измерения массовых долей воды, вязкости и автоматического отбора объединенной пробы для последующего определения параметров нефти в лаборатории. Блок измерений показателей качества нефти в составе:

-    фильтр;

-    манометры точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-63) для индикации местного давления на входе и выходе БИК;

-    два преобразователя плотности поточный «Solatron» 7835 (регистрационный № 15644-01 или регистрационный № 52638-13) (основной и резервный);

-    датчик температуры Rosemount 644, Rosemount 3144P (регистрационный № 63889-16) либо термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный № 22257-05) в комплекте с преобразователем измерительным 3144 Р (регистрационный № 14683-04);

-    термометр ртутный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);

-    преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04 или № 14061-15);

-    автоматические пробоотборники Cliff Mock True-Cut DN2” с статическим миксером;

-    счетчик жидкости турбинный CRA/MRT’97, фирмы «Daniel», применяемый в качестве индикатора расхода (регистрационный №22214-01);

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

-    устройство для ручного отбора точечных проб с диспергатором;

-    преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный мод. 7829 (регистрационный № 15642-06);

-    узел подключения эталонного плотномера или пикнометрической установки и устройства для определения содержания свободного газа в нефти;

Поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных Smith Sentry DN 6 проводят с помощью блока ТПУ.

-    установка поверочная турбопоршневая двунаправленная OGSB (регистрационный № 62207-15);

Узел подключения турбопоршневой поверочной установки размещен на выходном трубопроводе БИЛ и предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик турбинных преобразователй расхода.

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

-    комплексы измерительно-вычислительные «ИМЦ-03», (регистрационный № 19240-11);

-    два автоматизированных рабочих мест оператора (рабочего и резервного) на базе персонального компьютера с программным обеспечением автоматизированного рабочего места оператора «Rate АРМ оператора УУН», предназначенных для визуального отображения результатов измерений и управления технологическими режимами работы СИКН.

-    принтер.

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

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение массы брутто нефти;

-    автоматическое измерение объемного расхода нефти;

-    автоматическое измерение плотности, вязкости, давления и температуры нефти;

-    автоматическое измерение перепада давления нефти на фильтрах;

-    измерение температуры и давления нефти с помощью показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;

-    автоматическое измерение массовой доли воды в нефти;

-    автоматизированное вычисление массы нетто нефти;

-    поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) турбинных преобразователей расхода с применением ТПУ в автоматическом режиме;

-    поверка ТПУ с применением передвижной турбопоршневой поверочной установки 1-го разряда;

-    автоматический и ручной отбор пробы нефти;

-    вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта (воды, механических примесей, хлористых солей);

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

-    защиту информации от несанкционированного доступа.

Программное обеспечение

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

К нижнему уровню относится ПО измерительно-вычислительного комплекса ИМЦ-03. Защита от несанкционированного доступа в ПО ИМЦ-03 обеспечивается разраничением прав доступа (четырехуровневая система доступа и система паролей), так же предусмотрена физическая защита шкафа ИМЦ-03 (опломбирование).

К верхнему уровню относится ПО АРМ оператора «Rate оператора УУН» (далее -АРМ), обеспечивающий отображение мнемосхемы СИКН и измеренных данных, управление автоматизированными объектами, формирование отчетов, хранение и просмотр архивов, управление процессом поверки и КМХ, вычисление массы нетто нефти. К метрологически значимой части ПО АРМ относятся программные модули поверки и вычисления массы нетто нефти.

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. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.

ПО СИКН защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий на обоих уровнях ПО. Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соовтетствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».

Таблица 3 - Основные метрологические и технические характеристики СИКН

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0134-16 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 234 ПСП «Кулешовка» АО «Самаранефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 21.11.2016 г.

Основные средства поверки:

-    установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (рабочий эталон 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002) (регистрационный № 62207-15);

-    рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002 с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,1 кг/м3;

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

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

-    магазин электрического сопротивления Р4834 (регистрационный № 11326-90);

-    калибратор давления портативный Метран 501-ПКД-Р (регистрационный № 22307-04);

-    манометры избыточного давления грузопоршневые (регистрационный № 16026-97);

-    термометры сопротивления платиновые вибропрочные эталонные (регистрационный № 32777-06).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающие определение метрологических характеристик поверяемых СИКН с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Сведения о методах измерений

Инструкция «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений количества и показателей качества нефти № 234 ПСП «Кулешовка». МН 713-2016, утверждена ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика», 21 ноября 2016г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 234 ПСП «Кулешовка» АО «Самаранефтегаз»

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

ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов