Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 ПСП «Муханово», принадлежащая ОАО «Самаранефтегаз» (далее - СИКН), предназначена для автоматического измерения массы брутто и показателей качества нефти при учётных операциях между ОАО «Самаранефтегаз» и Бугурусланским РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, реализованного с помощью преобразователей расхода жидкости, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её компонентов.
СИКН состоит из следующих средств измерений (номер по Госреестру):
- преобразователей расхода жидкости турбинных серии MVTM фирмы “Smith Meter” в комплекте со струевыпрямителями (далее - ПР) (№ 12750-05);
- преобразователя расхода жидкости турбинного CRA фирмы “Daniel” (№ 34951-07)
- преобразователей избыточного давления модели dTrans p02 фирмы “Jumo”(№ 47454-11);
- преобразователей плотности жидкости “Solartron” модели 7835 (№ 15644-01);
- преобразователя плотности и вязкости жидкости “Solartron” модели 7829 (№ 15642-06);
- термопреобразователей сопротивления с измерительными преобразователями фирмы «Jumo» dTrans T01 в комплекте с термокарманами (№ 24931-08);
- термопреобразователей сопротивления с измерительными преобразователями 3144 P-Ex фирмы “Rosemount” в комплекте с термокараманами (№ 14683-00);
- влагомеров нефти поточных типа УДВН-1пм (№ 14557-05);
- преобразователей избыточного давления модели 3051 CG-Ex фирмы “Rosemount” (№ 14061-10);
- комплекса измерительно-вычислительного "ИМЦ-03" (№ 19240-05);
- стационарной трубопоршневой поверочной установки «Прувер-С500-1,6» (далее - ТПУ) (№ 15355-01).
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объёмного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);
- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности нефти (кг/м3);
- автоматическое измерение вязкости (сСт);
- автоматическое измерение объемного содержания воды в нефти (%);
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик ПР по стационарной ТПУ;
- поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;
- формирование и архивирование в автоматическом рабочем месте (АРМ) оператора трендов измеренных величин;
- вывод на печать отчетных документов и трендов;
- защиту от несанкционированного доступа к изменению информации с помощью многоуровневой системы доступа с паролями;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений и вычислений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приёма-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) реализовано на базе комплекса измерительновычислительного «ИМЦ-03» и представляет собой двухуровневую компьютерную систему для преобразования параметров давления, температуры, плотности, расхода, вязкости и влагосодержания транспортируемой нефти с последующим определением косвенным методом массы, а также предоставления оперативных, сменных и суточных отчетов количества и качества перекачанной нефти.
Идентификационные данные ПО системы измерений количества и показателей качества нефти № 233 ПСП «Муханово» ОАО «Самаранефтегаз» приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Прикладное ПО измерительновычислительного комплекса ИМЦ-03 | Прикладное ПО измерительновычислительного комплекса ИМЦ-03 | 342.01.01 | IFEEA203 | CRC32 |
| Rate APM оператора УУН | RATE APM оператора УУН | 2.3.1.1 | B6D27ODB | CRC32 |
ПО не влияет на метрологические характеристики СИКН.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений имеет уровень С в соответствии с МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Технические характеристики
Диапазон измерений расхода, м3/ч от 100 до 1200
Пределы допускаемой относительной
погрешности измерений массы брутто нефти,% ±0,25
Измеряемая среда нефть по ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические условия»
Диапазон измерений температуры нефти, °С от плюс 10 до плюс 40
Диапазон измерений давления нефти, МПа от 0,3 до 1,2
Количество измерительных линий, шт. 4
Знак утверждения типа
наносится на специальную табличку, закрепленную в верхней части по центру трубной обвязки системы, методом наклейки и в верхней части по центру титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации. 1 шт.
Инструкция по эксплуатации СИКН. 1 шт.
«Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества
нефти № 233 ПСП «Муханово» ОАО «Самаранефтегаз». Методика поверки». 1 шт.
Поверка
осуществляется по документу МП 54829-13 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 ПСП «Муханово» ОАО «Самаранефтегаз». Методика поверки», утвержденному ГНМЦ ВНИИР 24.12.2012 г.
Основные средства поверки:
- стационарная трубопоршневая поверочная установка «Прувер-С-500-1,6» с диапазоном объёмного расхода 50 ^ 500 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %.
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов
± 5*10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5^108 имп.;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
- установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 700 до 1100 кг/м3;
- рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда.
Интервал между поверками СИКН: один год.
Сведения о методах измерений
«Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 233 ПСП «Муханово» ОАО «Самаранефтегаз», утвержденная ГНМЦ ВНИИР 15.08.2006г., с изменениями № 1 от 20.02.2012г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
3. Технический проект 602/10-04 на техническое перевооружение БИК СИКН № 233 ПСП «Муханово» ОАО «Самаранефтегаз». Пояснительная записка, технологическая схема БИК.
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
