Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл» (далее - СИКНС) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы (массового расхода), параметров нефти сырой (далее - нефть) и определения массы нетто нефти.
Описание
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы (массового расхода) нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых CMF200 в комплекте с измерительным преобразователем 2700 (Госреестр №45115-10) (далее - СРМ).
Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении и преобразовании при помощи контроллера измерительного FloBoss S600+ (рабочий и резервный) (Госреестр №38623-11) (далее - контроллер FloBoss S600+) входных сигналов, поступающих от СРМ, термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом Метран-274МП-Е^а (Госреестр №21968-06), датчиков избыточного давления Метран-150TG3 (Госреестр №32854-09) и влагомеров поточных модели F (Госреестр № 46359-11).
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКНС входят:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ);
- блок фильтров (Ду 80);
- система сбора и обработки информации (далее - СОИ).
БИЛ включает в себя:
- две измерительные линии (далее - ИЛ): рабочая ИЛ (Ду 80), контрольнорезервная ИЛ (Ду 80);
- общая линия контроля качества нефти (Ду 80);
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ) (Ду 100);
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение в автоматическом режиме массы (массового расхода) нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- определение массы нетто нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- измерение в автоматическом режиме влагосодержания нефти;
- контроль перепада давления на фильтрах;
- возможность поверки рабочего и контрольно-резервного СРМ при помощи ППУ;
- контроль метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольнорезервному СРМ;
- автоматический и ручной отбор проб;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа;
- передача данных на верхний уровень.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС (контроллера FloBoss S600+, АРМ оператора, комплекс ПО верхнего уровня «ФОРВАРД») обеспечивает реализацию функций СИКНС. ПО СИКНС разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений и вычислений СИКНС, а также защиту и идентификацию ПО СИКНС. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями СИКНС).
Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО контроллера измерительного FloBoss S600+ (рабочий и резервный) | LinuxBinary.app | 06.09f/09f | 8e78 | CRC32 |
| ПО АРМ оператора, комплекс ПО верхнего уровня «ФОРВАРД» | ArmA.dll | 4.0.0.1 | 8B71AF71 | CRC32 |
| ArmMX.dll | 4.0.0.1 | 30747EDB | CRC32 |
| ArmF.dll | 4.0.0.1 | F8F29210 | CRC32 |
Идентификация ПО СИКНС осуществляется путем отображения на дисплее контроллера FloBoss S600+ и на мониторе автоматизированного рабочего места оператора структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СИКНС, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКНС для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКНС 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 любых искажений путем кодирования. ПО СИКНС имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
М етрологические и технические характеристики СИКНС приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Рабочая среда | нефть сырая |
| Диапазон измерений массового расхода нефти, кг/ч | от 3000 до 87000 |
| Диапазон измерений избыточного давления нефти, МПа | от 0,4 до 2,5 |
| Диапазон измерений температуры нефти, °С | от 3 до 30 |
| Физико-химические свойства нефти: | |
| - плотность обезвоженной нефти при рабочих условиях, кг/м3 | от 805 до 825 |
| - плотность сырой нефти при рабочих условиях, кг/м3 | от 810 до 1150 |
| - вязкость кинематическая при 20 °С, мм/с2 | от 1,02 до 4,88 |
| - объемная доля воды, %: | |
| а) при измерении поточным влагомером | от 0,1 до 95 |
| б) при измерении в химико-аналитической лаборатории | от 0,1 до 94 |
| - массовая доля механических примесей, %, не более | 0,1 |
| - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 30 |
| - массовая доля серы, %, не более | 0,6 |
| - плотность пластовой воды при рабочих условиях, кг/м3 | от 1050 до 1200 |
| - объемная доля свободного газа, % | не допускается |
| Пределы относительной погрешности СИКНС при измерении | ±0 25 |
| массы (массового расхода) нефти, % | |
| Пределы относительной погрешности СИКНС при измерении | |
| массы (массового расхода) нетто нефти: | |
| а) при измерении объемной доли воды в нефти с помощью | |
| поточного влагомера, %: | |
| - при содержании объемной доли воды в нефти от 0,1 % до 10 % | ±0,4 |
| - при содержании объемной доли воды в нефти от 10 % до 20 % | ±0,5 |
| - при содержании объемной доли воды в нефти от 20 % до 50 % | ±3,3 |
| - при содержании объемной доли воды в нефти от 50 % до 70 % | ±5,5 |
| - при содержании объемной доли воды в нефти от 70 % до 85 % | ±16,45 |
| - при содержании объемной доли воды в нефти от 85 % до 95 % | ±49,25 |
| б) при определении массовой доли воды в нефти в химико- | |
| аналитической лаборатории в соответствии с ГОСТ 2477-65, %: | |
| - при содержании объемной доли воды в нефти от 0,1 % до 5 % | ±0,7 |
| - при содержании объемной доли воды в нефти от 5 % до 10 % | ±1,35 |
| - при содержании объемной доли воды в нефти от 10 % до 20 % | ±1,45 |
| - при содержании объемной доли воды в нефти от 20 % до 50 % | ±5,6 |
| - при содержании объемной доли воды в нефти от 50 % до 70 % | ±13,0 |
| - при содержании объемной доли воды в нефти от 70 % до 85 % | ±31,55 |
| - при содержании объемной доли воды в нефти от 85 % до 94 % | ±87,15 |
| Условия эксплуатации СИ СИКНС: - температура окружающей среды, °C - в блок-боксе БИЛ - в блоке СОИ - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от 10 до 40 от 10 до 25 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В: - силовое оборудование | 380(+10%, -15%) |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| - технические средства СОИ - частота, Гц | 220(+10%, -15%) 50+1 |
| Потребляемая мощность, В •А, не более | 5000 |
| Габаритные размеры, глубинахширинахвысота, мм - блок-бокс БИЛ - блок СОИ | 3000х6000х3800 5000x3000x3000 |
| Масса, кг, не более - блок-бокс БИЛ - блок СОИ | 10000 10000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 20 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл», заводской номер 559. В комплект поставки входят: БИЛ и блок СОИ с системами отопления, освещения, вентиляции, сигнализации; технологические трубопроводы с запорной арматурой в БИЛ; БФ на раме, с запорной арматурой и технологическими трубопроводами; первичные измерительные преобразователи, измерительные контроллеры, операторская станция управления, кабельные линии связи, сетевое оборудование, монтажные комплектующие, шкафы, пульты, комплекс программных средств | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл». Паспорт | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл» | 1 экз. |
| МП 88-30151-2014. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл». Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 88-30151-2014 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 7 мая 2014 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;
- калибратор многофункциональный MC5-R;
- диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения +(0,02 % показания + 1 мкА);
- диапазон воспроизведения импульсных сигналов от 0 до 9999999 имп.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и масса сырой нефти. Методика (метод) измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой №559 Авиловского газонефтяного месторождения ООО СП «Волгодеминойл», регистрационный код ФР.1.29.2014.17113 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596 - 2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
2. ГОСТ Р 8.615 - 2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа
Рекомендации к применению
- выполнение государственных учетных операций.
