Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Веякошорская» ООО «РН-Северная нефть» (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения массы и физико-химических параметров нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с применением счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (БИК), место подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и системы обработки информации. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему.
Система состоит из двух (одной рабочей и одной контрольно-резервной) измерительных линий массы нефти, температуры, избыточного давления, разности давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, а также системы сбора и обработки информации. В состав системы входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые модели CMF 200 в комплекте с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее
- регистрационный номер) 45115-10;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), регистрационный номер 1455710;
- преобразователи температуры Метран-286, регистрационный номер 23410-13;
- преобразователи температуры Метран-276, регистрационный номер 21968-11;
- датчики давления Метран-150, регистрационный номер 32854-09;
- счетчик нефти турбинный МИГ исполнения 32Ш (далее - ТПР), регистрационный номер 26776-08;
В систему обработки информации системы входят:
- контроллер измерительно-вычислительный 0MNI-6000, регистрационный номер 15066-09, свидетельство № 2301-05м-2009 об аттестации алгоритмов и программного обеспечения от 15 октября 2009 г.
- программный комплекс автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора «СПЕКТР-С» версия 2.0.2, свидетельство об аттестации программного обеспечения № 781014
06 выданное ФГУП «ВНИИР» 15.08.2006 г.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный номер 26803-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-61.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением ВП;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ, применяемому в качестве контрольного;
- проведение поверки СРМ с применением ПУ;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (ПО контроллеров измерительновычислительных OMNI-6000, ПО программного комплекса АРМ оператора «СПЕКТР-С») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы 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 параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
| Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные Г | [О |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО контроллера измерительного OMNI 6000 | ПО программного комплекса АРМ «СПЕКТР-С» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 24.75.04 (9111) | V 2.0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 1C2231C9 | не идентифицируется |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | CRC 32 | - |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты - «средний».
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть |
| Диапазон измерений расхода, т/ч (м /ч) | От 10 (11,91) до 26 (32,36) |
| Давление измеряемой среды, МПа: - рабочее | 1,0 |
| - минимальное | 0,5 |
| - максимальное | 4,0 |
| Плотность обезвоженной нефти: кг/м3 | |
| - при 20 °С, | 839,4 |
| - при максимальной температуре | 803,5 |
| Кинематическая вязкость измеряемой среды, мм /с (сСт) - при 20 °С | 8,40 |
| - при 55 °С | 4,62 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | От 20 до 70 |
| Массовая доля воды, % | От 0,1 до 1,0* |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 250 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля серы, %, не более | 0,92 |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Суммарные потери давления при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: | |
| - при измерениях | 0,2 |
| - при поверке и контроле метрологических характеристик | 0,4 |
| Режим управления: | |
| - запорной арматурой | Ручной |
| - регулирующей арматурой | Ручной |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
| Режим работы | Непрерывный |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
*- при переключении режима работы СИ содержание массовой доли воды не более 4 %, пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти ± 0,45 %.
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Веякошорская»
ООО «РН-Северная нефть», 1 шт., заводской № 09.13;
- руководство по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Веякошорская» ООО «РН-Северная нефть», 1 шт.;
- документ «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Веякошорская» ООО «РН-Северная нефть». Методика поверки». МП 0191-14-2014».
Поверка
осуществляется по документу МП 0191-14-2014 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Веякошорская» ООО «РН-Северная нефть». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 29 сентября 2014 г.
Основные средства поверки:
- установка трубопоршневая «Сапфир М», регистрационный номер 23520-07, диапазон измерений объемного расхода от 8 до 100 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,09 %;
- 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*10 имп.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе ГСИ. Масса сырой нефти. Методики измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на Веякошерском месторождении (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2008/25109-13 от 29.11.2013).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Веякошорская» ООО «РН-Северная нефть»
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 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
Рекомендации к применению
- не распространяется
60019-15: Описание типа СИСкачать98.3 Кб