Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский» ООО «РН-Краснодарнефтегаз» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти, поступающей из двух разных нефтегазоносных горизонтов (IV горизонт и V-VI горизонты) и имеющей сильно отличающиеся по показателям свойства, по промысловым трубопроводам при проведении учетных операций между сдающей (ООО «РН-Краснодарнефтегаз») и принимающей (ОАО «Черномортранснефть») сторонами.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы 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 брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), 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 четырех (двух рабочих, двух резервных) измерительных каналов массы брутто нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF 400 (далее - СРМ), Госреестр № 45115-10;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП), Гос-реестр № 15644-06;
- датчики давления Метран-55, Госреестр № 18375-08;
- датчики давления Метран-150, Госреестр № 32854-08;
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ-205, Госреестр № 15200-06;
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ-276, Госреестр № 21968-11;
- расходомер-счетчик ультразвукой многоканальный УРСВ «Взлет-МР », Госреестр № 28363-04.
В систему обработки информации системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный «СУРГУТ-УНм», Госреестр № 25706-08, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения от 14 июня 2013 г. № № 011/ВЯ-2013;
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора СИКН на базе прикладного программного обеспечения Genesis 32.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63;
- манометры дифференциальные сильфонные показывающие ДСП -160, Госреестр № 11433-91;
Лист № 2
Всего листов 5
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-61.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности 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;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) и поверки СРМ с применением стационарной установки трубопоршневой «Сапфир МН» 500 (далее - стационарная ТПУ) в комплекте с ПП или передвижной установки трубопоршневой «Сапфир МН» 300 (далее - передвижная ТПУ) в комплекте с ПП;
- ручное и автоматизированное управление запорной и регулирующей арматурой;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «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 (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный «СУРГУТ-УНм», АРМ оператора СИКН на базе прикладного программного обеспечения Genesis 32) 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
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Другие идентификационные данные (если имеются) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Комплекс измерительновычислительный «СУР-ГУТ-УНм» | 1.02 190613 | A8F75404 | - | CRC 32 |
| АРМ оператора СИКН на базе прикладного программного обеспечения Genesis 32 | 6.11 290713 | 62683E5C | - | 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, отно
Лист № 3
Всего листов 5 сящаяся 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 |
| IV горизонт | V-VI горизонты |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ | Р 51858-2002 |
| Диапазон расхода через СИКН, т/ч: - минимальный - максимальный | 90 350 |
| Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) | От 25 до 60 | От 2,5 до 6 |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 -при минимальной в течение года температуре измеряемой среды - при максимальной в течение года температуре измеряемой среды | От 870 до 930 От 840 до 900 | От 810 до 840 От 790 до 820 |
| Суммарные потери давления при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - при проведении измерений - при проведении поверки и КМХ | 0,2 0,4 |
| Диапазон избыточного давления, МПа | От 0,1 до 0,9 |
| Диапазон температуры, °С | От плюс 5 до плюс 30 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 6,0 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 10 |
| Массовая доля серы, %, не более | 0,6 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более | 40 |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности изме- | ± 0,35 |
| рений массы нетто нефти, % | |
| Режим работы СИКН | Постоянный, автоматизированный |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский» ООО «РН-Краснодарнефтегаз», 1 шт., заводской № 017;
- Руководство по эксплуатации «Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский» ООО «РН-Краснодарнефтегаз»;
- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский» ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Методика поверки. МП 0075-14-2013».
Поверка
осуществляется по документу МП 0075-14-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский» ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Методика поверки.», утвержденной ФГУП ВНИИР 02 сентября 2013 г.
Основные средства поверки:
- Установка трубопоршневая «Сапфир МН» 500 (далее - ТПУ), верхний предел измерений объемного расхода 500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 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;
- установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м3;
- 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.
Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 834 «Крымский» ООО «РН-Краснодарнефтегаз» (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2008/69014-13 от 14 мая 2013 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.14970).
Нормативные документы
Лист № 5
Всего листов 5
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
