Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (Временная СИКН) (далее - система) предназначена для:
- измерения массы брутто нефти прямым методом динамических измерений,
- измерения технологических и качественных параметров нефти,
- отображения (индикации) и регистрации результатов измерений,
при учетных операциях сдаваемой нефти ООО "PH - Пурнефтегаз" в систему магистральных нефтепроводов Ноябрьского УМН ОАО «Сибнефтепровод» ОАО “АК "Транснефть" на ПСП «Тарасовский».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы со 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 целевого назначения, скомплектованной из компонентов серийного отечественного и импортного производства, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока фильтров, узла подключения стационарной трубопоршневой поверочной установки, 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 (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы (массового расхода) нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 45115-10;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под №14557-10;
- расходомер UFM 3030, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 32562-09;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;
- датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 39539-09.
В систему обработки информации (СОИ) системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 19240-11, свидетельство ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» о метрологической аттестации программного обеспечения № ПО-2550-04-2011 от 14.01.2011;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы на базе программного обеспечения «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство ФГУП ВНИИР о метрологической аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27.12.2011 г.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 26803-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- автоматическое измерение объемной доли воды;
- автоматическое измерение плотности нефти;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с применением контрольного СРМ;
- проведение поверки и КМХ СРМ с применением трубопоршневой поверочной установки и преобразователя плотности;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую 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 (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
| Т а б л и ц а 1 - И | дентификационные данные ПО |
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 | Нефть, нефтепродукты. Преобразователи массового расхода РХ.352.02.01.00 АВ | 352.02.01 | 14C5D41A | CRC32 |
| ПО «RATE APM оператора УУН» | «Rate АРМ оператора УУН»РУУН 2.3-11 АВ | 2.3.1.1 | B6D270DB | CRC32 |
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 АРМ-оператора системы 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 «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
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 по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Рабочий диапазон расхода измеряемой среды, т/ч | От 40 до 420 |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (2 рабочих, 1 контрольнорезервная) |
| Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | От 750 до 950 |
| Рабочий диапазон кинематической вязкости измеряемой среды при 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, мм2/с (сСт) | От 2 до 25 |
| Верхний предел рабочего диапазона избыточного давления измеряемой среды, МПа | 3,9 |
| Максимальное расчетное избыточное давление измеряемой среды, МПа | 4,0 |
| Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С | От 10 до 40 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности измеряемой среды, кг/м3 | ± 0,3 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в измеряемой среде, % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры измеряемой среды, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления измеряемой среды, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Средний срок службы системы, не менее | 10 лет |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом. При этом указывают номер свидетельства об утверждении типа системы и дату его выдачи.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (Временная СИКН), 1 шт., заводской № 01;
- инструкция по эксплуатации системы;
- инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (Временная СИКН). Методика поверки».
Поверка
осуществляется в соответствии с инструкцией «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (Временная СИКН). Методика поверки», утвержденной ФГУП ВНИИР 23 марта 2012 г.
Основные средства поверки:
- трубопоршневые поверочные установки (стационарная или передвижная) с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1 %;
- комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значение массы нефти ± 0,04 %;
- 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.;
- установка пикнометрическая с диапазоном измерений от 600 до 1100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления с нижним пределом воспроизведения давления 0 бар, верхним пределом воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления с нижним пределом воспроизведения давления 0 бар, верхним пределом воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (Временная СИКН) (свидетельство об аттестации методики измерений № 219/2550-(01.00250-2008)-2011), зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номер ФР.1.29.2012.11-634.
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 Техническая документация 0476.00.00.000 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (Временная СИКН)».
3 Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (Временная СИКН)». Методика поверки».
4 . ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
Рекомендации к применению
