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:
| Наименование ПО | Идентификационн ое наименование ПО | Идентификац ионный номер версии ПО | Цифровой идентиф икатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| АРМ оператора | ПО «RATE АРМ оператора УУН» | 2.3.1.1 | B6D270DB | CRC32 |
| Операционная система контроллера измерительновычислительного OMNI-6000 | - | 24.74.15 | A3B3 | CRC16 |
Технические характеристики
Рабочая среда нефть по ГОСТ Р 51858-2002;
| Рабочий диапазон массового расхода, т/ч | от 30 до 60; |
| Рабочий диапазон температур нефти, оС | от 5 до 50; |
| Рабочий диапазон давления нефти, МПа | от 0,6 до 1,3; |
| Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 | от 870 до 910; |
| Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с | от 10 до 211; |
| Массовая доля воды в нефти, %, не более | 0,5; |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, оС | ±0,2; |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления нефти, % | ±0,5; |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 | ±0,3; |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25; |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35. |
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.
