Система измерений количества и показателей качества нефти №617 ОАО "Самараинвестнефть"

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/м3) 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;

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

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.