Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и определения показателей качества нефти при учетных операциях между АО «Самаранефтегаз» (сдающая сторона) и Бугурусланским районным нефтепроводным управлением АО «Транснефть-Приволга» (принимающая сторона) на ПСП «Муханово».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры, давления 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 допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти. БИЛ состоит из двух рабочих и двух резервных измерительных линий.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012, установленное на входном коллекторе БИЛ.
Блок ТПУ обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» с функцией резервирования, 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.
Перечень средств измерений и вспомогательных устройств, входящих в состав СИКН, приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Средства измерений и вспомогательное оборудование, входящие в состав СИКН
| Средства измерений и вспомогательные устройства в составе СИКН | Количество, шт. | Диапазон измерений | Регистрационный номер | Место установки |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM | 4 | В соответствии с результатами поверки | 16128-01 16128-06 16128-10 64583-16 | БИЛ |
| Преобразователь давления измерительный серии 40 JUMO dTRANS p02 | 4 | от 0 до 2 МПа | 20729-03 40494-09 47454-11 56239-14 | БИЛ |
| Преобразователь давления измерительный серии 40 JUMO dTRANS p02 DELTA | 4 | от 0 до 400 кПа | 20729-03 40494-09 47454-11 56239-14 | |
| Преобразователь измерительный сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления dTRANS T01 | 4 | от 0 до +50 °С | 24931-03 24931-08 | |
| Манометр для точных измерений МТИ 1216 | 12 | от 0 до 1,6 МПа | 1844-63 | |
| Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 | 4 | от 0 до +55 °С | 303-91 | |
| Пробозаборное устройство | 1 | - | - | На входном коллекторе |
| Преобразователь давления измерительный серии 40 JUMO dTRANS p02 | 2 | от 0 до 2 МПа | 20729-03 40494-09 47454-11 56239-14 | На входном и выходном коллекторах |
| Преобразователь давления измерительный 3051 | 1 | от 0 до 2 МПа | 14061-04 14061-10 14061-15 | Перед регулятором давления |
| Преобразователь измерительный сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления dTRANS T01 | 1 | от 0 до +50 °С | 24931-03 24931-08 | На выходном коллекторе |
| Манометр для точных измерений МТИ 1216 | 3 | от 0 до 1,6 МПа | 1844-63 | На входном, выходном коллекторах и перед регулятором давления |
| Влагомер нефти поточный УДВН-1пм | 2 | от 0,01 до 2,00 % | 14557-05 14557-10 14557-15 | БИК |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 | 2 | от 300 до 1100 кг/ м3 | 15644-01 15644-06 52638-13 | |
| Преобразователь давления измерительный серии 40 JUMO dTRANS p02 | 1 | от 0 до 2 МПа | 20729-03 40494-09 47454-11 56239-14 | БИК |
| Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829 | 1 | от 0,5 до 100,0 сСт | 15642-06 |
| Счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 | 1 | В соответствии с результатами калибровки | 22214-01 |
| Преобразователь измерительный сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления dTRANS T01 | 2 | от 0 до +50 °С | 24931-03 24931-08 |
| Манометр для точных измерений МТИ 1216 | 5 | от 0 до 1,6 МПа | 1844-63 |
| Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 | 2 | от 0 до +55 °С | 303-91 |
| Автоматический пробоотборник Cliff Mock C-22 | 2 | | |
| Устройство для ручного отбора точечных проб с диспергатором по ГОСТ 2517-2012 | 1 | | |
| Установка стационарная трубопоршневая поверочная «Прувер-С-500-0,05» | 1 | В соответствии с результатами поверки | 26293-04 | ТПУ |
| Преобразователь измерительный 644 | 2 | от 0 до +50 °С | 14683-04 14683-09 63889-16 |
| Термопреобразователь сопротивления платиновый 65 | 2 | 22257-05 22257-11 |
| Преобразователь давления измерительный 2088 | 2 | от 0 до 2 МПа | 16825-02 16825-08 |
| Манометр для точных измерений МТИ 1216 | 2 | от 0 до 1,6 МПа | 1844-63 |
| Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 | 2 | от 0 до +55 °С | 303-91 | ТПУ |
| Комплекс измерительно вычислительный ИМЦ-03 | 1 (два вычислителя: основной и резервный) | | 19240-05 19240-11 | СОИ |
| АРМ оператора с ПО «Rate АРМ оператора УУН» | 2 (основной и резервный) | | |
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 объема и объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);
- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение контролируемых параметров: температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м ), вязкости (мм /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 преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной поверочной установке;
- поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчетов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Пломбировка СИКН осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. ПО системы реализовано в ИВК и компьютере АРМ оператора системы с ПО «Rate АРМ оператора УУН». Идентификационные данные ПО системы представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные | Значение | |
| (признаки) | ПО АРМ оператора | | ПО ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | «Rate АРМ оператора УУН» | | oil tm.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3.1.1 | | 342.01.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6D270DB | | 1FEEA203 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 | | CRC32 |
Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ИМЦ-03» (далее - ИВК), свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения ИВК № ПО-2550-03-2011, выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 14 января 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 декабря 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч | от 100 до 1200 |
| Избыточное давление нефти, МПа | от 0,3 до 0,7 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Параметры измеряемой среды: |
| - измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| - температура нефти, °С | от +10 до +40 |
| - плотность нефти в рабочих условиях, кг/м3 | от 830 до 890 |
| - кинематическая вязкость нефти, мм2/с | от 5 до 35 |
| Давление насыщенных паров нефти, кПа (мм рт.ст.), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 4.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (2 рабочие, 2 резервные) |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Режим управления: - запорной арматурой; - регуляторами расхода. | автоматизированный и ручной автоматизированный и ручной |
| Параметры электропитания: - напряжение переменного тока, В - частота питающей сети, Г ц | 380±38 трехфазное; 220±22 однофазное 50±1 |
| Класс взрывоопасной зоны ПУЭ/ГОСТ 30852.9: - БИК, БИЛ, ТПУ - РСУ - операторная ПСП, электрощитовая СИКН | В-1а/ класс 2 В-1г/ класс 2 |
| Категория по взрывопожарной и пожарной опасности по СП 12.13130.2009: - БИК, БИЛ, ТПУ - РСУ - операторная ПСП, электрощитовая СИКН | А Ан Д |
| - климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды» | У3 |
| - температура окружающего воздуха в блок-боксе с технологической частью СИКН, °С | от +5 до +35 |
| Срок службы, лет, не менее | 20 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СИКН
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз», заводской № 01 | - | 1 шт. |
| «Инструкция ОАО «Самаранефтегаз» по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 233 приемосдаточного пункта «Муханово» | П4-04 И-017 ЮЛ-035 | 1 экз. |
| «Рекомендация. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз». Методика поверки» | М 12-051-2017 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу М 12-051-2017 «Рекомендация. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 19 мая 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением cистемы измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз», МИ 26.51.43/12-012-631101012306-2017, утверждена ФБУ «Самарский ЦСМ» в г. Самара 19 мая 2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз»
МИ 3532-2015 Рекомендация. ГСИ. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти.
МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок.
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
70118-18: Методика поверки М 12-051-2017Скачать2.5 Мб