Система измерений количества и показателей качества нефти № 815 ООО "ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 815 ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга» (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).

Описание

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами её компонентов.

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти.

При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти измеряют при помощи массомера и результат измерений массы брутто получают непосредственно.

Массу нетто нефти измеряют как разность массы брутто нефти и общей массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

В системе применены следующие основные средства измерений:

-    счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF модификации CMF300, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный №) 45115-16;

-    датчики температуры Rosemount 644, Rosemount 3144Р модели Rosemount 3144Р, регистрационный № 63889-16;

-    преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-15;

-    влагомеры поточные модели L и F модификации L, регистрационный № 56767-14;

-    преобразователи плотности жидкости измерительные моделей 7835, 7845, 7847 модификации 7835, регистрационный № 52638-13;

-    расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный № 57762-14;

-    манометры избыточного давления показывающие МП-У модификации МП2-У, регистрационный № 1013-15;

-    манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный № 26803-14;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный № 303-91;

-    установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB, регистрационный № 62207-15;

-    контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000, регистрационный № 15066-09;

-    комплексы измерительно-управляющие и противоаварийной автоматической защиты Delta V модернизированные (далее - ПЛК), регистрационный № 49338-13;

-    преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К, регистрационный № 22153-14;

-    датчики оптические инфракрасные Drager модели PIR7000 исполнение 334, регистрационный № 46044-10;

-    термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270-Ех, регистрационный № 21968-11;

-    прибор УОСГ, регистрационный № 16776-11.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматизированные динамические измерения массы брутто нефти в рабочих диапазонах температуры, давления, плотности, массовой доли воды в нефти;

-    измерение массы нетто нефти с использованием результата измерений массы брутто нефти и результатов измерений массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей, массовой доли воды и плотности нефти;

-    автоматические измерения температуры, давления, плотности, объемной доли воды в

нефти;

-    защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;

-    регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Пломбирование системы не предусмотрено.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в АРМ оператора системы с использованием ПЛК.

Для визуализации результатов измерений и задания параметров, формируемых модулями сигналов в ПЛК используется поставляемый потребителям Программный пакет Delta V.

ПЛК имеет встроенное ПО модулей ввода/вывода.

Встроенное ПО модулей ввода/вывода ПЛК предназначено для конфигурирования и управления работой модулями и не влияет на метрологические характеристики ПЛК (метрологические характеристики модулей нормированы с учетом встроенного ПО). Номера версий ПО модулей должны соответствовать сведениям, приведенным в описание типа на ПЛК (либо быть выше).

Для защиты ПО ПЛК от несанкционированного доступа предусмотрено разграничение уровня доступа паролями, механическая защита установкой разрушаемых шильд-наклеек.

Встроенное ПО ПЛК недоступно для пользователей и не имеет цифровых идентификаторов ПО.

Идентификационные данные ПО ПЛК приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ПЛК

ПО АРМ оператора предназначено для отображения в режиме реального времени измерительной и технологической информации о параметрах процесса измерений количества и показателей качества нефти с возможностью управления запорной и регулирующей арматурой (при наличии дистанционного управления на приводах).

Для защиты ПО от несанкционированного доступа предусмотрено разграничение уровня доступа паролями, реализованы функции просмотра контрольной суммы метрологически значимой части ПО и выгрузки метрологически значимой части ПО в файл для проверки соответствия контрольной суммы.

Идентификационные данные ПО АРМ оператора приведены в таблице 2.

Уровень защиты ПО системы «средний» в соответствии с 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 таблицах 3 и 4.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится в центре нижней части титульных листов эксплуатационных документов типографским способом.

Комплектность

Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу МП 0650-14-2017 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 815 ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга». Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИР» 05.10.2017 г.

Основные средства поверки:

-    рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», максимальный расход нефти 160 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,05 %;

-    средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 815 ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга», аттестована ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/148014-17 от 26.09.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 815 ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга»

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений