Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП "Муханово" АО "Самаранефтегаз". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП "Муханово" АО "Самаранефтегаз"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 108
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Найдено поверителей 1

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.

Развернуть полное описание