Система измерений количества и параметров нефти сырой на ЦПСН СИКНС №2063 ТПП "РИТЭК-Самара-Нафта"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ЦПСН СИКНС №2063 ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массы и параметров сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти.

Описание

Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых.

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

Конструктивно СИКНС состоит из входного коллектора, блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки, блока измерений параметров сырой нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), выходного коллектора. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.

БИЛ состоит из двух измерительных линий (ИЛ): одной рабочей и одной контрольной, которая выступает в качестве резервной ИЛ.

На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    фильтр сетчатый с быстросъемной крышкой МИГ-Ф 80 с датчиком давления Метран 44-Вн-ДД (Регистрационный № 19764-00) для измерения разности давлений;

-    счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF300 (Регистрационный № 13425-01);

-    преобразователь давления измерительный 3051 (Регистрационный № 14061-15);

-    преобразователь измерительный Rosemount 644 (Регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (Регистрационный № 53211-13);

-    манометр и термометр для индикации давления и температуры.

Блок измерений показателей качества нефти выполняет функции непрерывного измерения объемной доли воды в сырой нефти, вязкости сырой нефти и автоматического отбора объединенной пробы 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 выходном коллекторе БИЛ.

Блок измерений показателей качества нефти в составе:

-    влагомер сырой нефти поточный ВСН-2 (Регистрационный № 24604-12);

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

-    расходомер ультразвуковой UFM 3030 (Регистрационный № 48218-11);

-    преобразователь давления измерительный 3051 (Регистрационный № 14061-15);

-    преобразователь измерительный Rosemount 644 (Регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (Регистрационный № 53211-13);

-    автоматический пробоотборник «Стандарт - А»;

-    пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт - Р»;

-    узел подключения резервного влагомера;

-    ручной регулятор расхода;

-    манометр и термометр для индикации давления и температуры.

Узел подключения передвижной поверочной установки размещен на выходном трубопроводе БИЛ и предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки и контроля метрологических характеристик массомеров.

На выходном коллекторе СИКНС установлены:

-    ручной регулятор расхода;

-    манометр и термометр для индикации давления и температуры.

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

-    Верхний уровнь, программное обеспечение «ФОРВАРД» автоматизированного рабочего места оператора. Нижний уровнь измерительно-вычислительного комплекса реализован на базе «ИМЦ-03», (Регистрационный № 19240-05).

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 массы сырой нефти;

-    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;

-    автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти;

-    поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) массомеров по передвижной поверочной установке;

-    КМХ рабочего массомера по контрольному 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 измерительно-вычислительный комплекс 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 (опломбирование). К метрологически значимой части нижнего уровня относится файл oil.mm.exe. ИМЦ-03 имеет сертификат об утверждении типа средств измерений № 7440 Г осударственного комитета РФ по стандартизации и метрологии.

К комплексу программного обеспечения верхнего уровня относится ПО автоматизированного рабочего места оператора «ФОРВАРД», свидетельство о метрологической аттестации алгоритма и программы обработки результатов измерений массы нефти № 21901-03 Государственного комитета РФ по стандартизации и метрологии.

В ПО АРМ 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 трех уровней доступа и системы паролей;

-    ведением внутреннего журнала фиксации событий.

Уровень защиты ПО АРМ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Таблица 2

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений

Таблица 3

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0082-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ЦПСН СИКНС №2063 ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта». Методика поверки», утверждёному ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» 26.08.2015 г.

Основные средства поверки:

-    установка поверочная передвижная ПУМА (Регистрационный № 59890-15) или 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 (Регистрационный № 39214-08);

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

-    магазин сопротивлений Р4831-М1 (Регистрационный № 48930-12);

-    мера электрического сопротивления типа Р3030 (Регистрационный № 18445-99) по ГОСТ 23737-79;

калибратор многофункциональный MC5-R (Регистрационный № 22237-06).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки СИКНС наносится на свидетельство о поверке СИКНС

Сведения о методах измерений

Инструкция «Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на ЦПСН СИКНС № 2063 ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта», регистрационный код в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2016.22798.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»

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»

ГОСТ 23737-79 «ГСИ. Меры электрического сопротивления. Общие технические условия»