Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и параметров сырой нефти при сдаче сырой нефти принимающей стороне ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» сдающей стороной ООО «Енисей».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в измерительно-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера сырой нефти. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из трех (одного рабочего, одного контрольного и одного резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в нефти, в которые входят следующие средства измерений:
-расходомеры массовые Promass модели 83F (далее - РМ), Госреестр № 15201-11;
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (модели ВСН-2-ПП-100-10, далее - ВП), Госреестр № 24604-12;
- преобразователи давления измерительные Cerabar M (PMC), Госреестр № 41560-09;
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, Госреестр № 45519-12.
В систему обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000 с функцией резервирования, Госреестр № 15066-09;
- автоматизированное рабочее место оператора системы на базе программного комплекса ОЗНА-Flow, свидетельство об аттестации программного обеспечения № 40014-11 от 31.03.2011.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91;
- манометры избыточного давления МП-У, Госреестр № 10135-10.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности сырой нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой 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 с применением ВП;
- измерение давления нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления;
- измерение температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений температуры;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего и резервного РМ с применением контрольного РМ;
- проведение поверки РМ с применением установки поверочной автоматизированной УПСЖ, Госреестр № 43499-09 или передвижной поверочной установки малой вместимости калиброванного участка I-го разряда в комплекте с поточным преобразователем плотности с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 %.;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, автоматизированные рабочие места оператора системы на базе программного комплекса ОЗНА-Flow, далее - ПО) 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 ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | OMNI 6000 основной | OMNI 6000 резервный | ОЗНА - FLOW |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Revision No 24.75.04 | Revision No 24.75.04 | 2.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 9111 | 9111 | 64C56178 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | | | |
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. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «средний» по Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения.»
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 сырая |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (1 - рабочая, 1 - резервная, 1 - контрольная) |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч | От 9 до 85 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | От плюс 20 до плюс 45 |
| Давление измеряемой среды, МПа - рабочее - максимальное | От 2 до 3 4 |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | От 850 до 988 |
| Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды, сСт | От 17 до 45 |
| Массовая доля воды, %, не более | 10 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 6 |
| Содержание свободного газа | отсутствует |
| Массовая доля серы, %, не более | 3 |
| Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля сероводорода, млн.-1(ррт), не более | 100 |
| Массовая доля метил и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1(ррт), не более | 100 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто сырой нефти, %: - при определении объемной доли воды ВП: - при содержании объемной доли воды от 0 % до 5 % - при содержании объемной доли воды от 5 % до 8 % - при определении массовой доли воды в лаборатории: - при содержании объемной доли воды от 0 % до 5 % - при содержании объемной доли воды от 5 % до 8 % | ± 0,65; ± 0,70; ± 0,60; ± 0,90. |
| Режим работы системы | непрерывный |
| Параметры электропитания: |
Окончание таблицы 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| - напряжение переменного тока, В | 380, 3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц |
| Климатические условия эксплуатации системы: |
| - максимальная температура окружающего воздуха, °С | 34 |
| о/~' - минимальная температура окружающего воздуха, С | минус 55 |
| - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С | от 5 до 34 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения, 1 шт., заводской № 1;
- Руководство по эксплуатации «Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС). Обустройство Южно-Торавейского месторождения. ОИ 182.00.00.00.000 РЭ»;
- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения. Методика поверки. МП 0157-9-2014».
Поверка
осуществляется по документу МП 0157-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИР» 28 июня 2014 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная автоматизированная УПСЖ ВМ, диапазон воспроизводимого расхода от 0,01-0,03 до 400 м /ч, основная относительная погрешность при измерении массы или объема весовыми устройствами и использовании импульсных измерительных каналов ±0,05 %.;
- передвижная поверочная установка малой вместимости калиброванного участка I-го разряда в составе с поточным преобразователем плотности с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 %.
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- 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;
- государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосодержа-ния нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011. Диапазон значений влагосодержания смеси нефть-вода, в котором воспроизводится единица объемного влагосодержания, составляет: 0,01 ^ 99,9 % объемной доли воды;
- 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 инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения». (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2008/36109-13 от 25 декабря
2013 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР. 1.29.2014.18045).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 Руководство по эксплуатации «Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС). Обустройство Южно-Торавейского месторождения. ОИ 182.00.00.00.000 РЭ»;
3 Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения. Методика поверки. МП 0157-9-2014.
Рекомендации к применению
59965-15: Описание типа СИСкачать100.4 Кб