Система измерений количества и показателей качества нефти № 586 ОАО "Мохтикнефть"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 586 ОАО «Мохтикнефть» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ОАО «Мохтикнефть» и ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью 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 измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока стационарной трубопоршневой поверочной установки, узла подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки, раздельных закрытых систем дренажа учтенной и неучтенной нефти, системы обработки информации. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:

- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 в комплекте с преобразователями RFT 9739 (далее - СРМ) (Госреестр № 13425-06);

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП) (Госре-естр № 15644-06);

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (Госреестр №14557-05);

- преобразователи давления измерительные EJA (Госреестр № 14495-00);

- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (Госреестр № 22257-05) с преобразователями измерительными 644 (Госреестр № 14683-09);

- расходомер-счетчик ультразвуковой многоканальный УРСВ «Взлет МР» (Госреестр № 28363-04);

- комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» (Госреестр № 19240-05), свидетельство № 295014-08 о метрологической аттестации алгоритмов и программы обработки результатов измерений объема и массы нефти, результатов поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода, выдано 20.03.2008 ФГУП «ВНИИР»;

- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

- манометры для точных измерений типа МТИ (Госреестр № 1844-63);

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 ( Госреестр № 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;

- проведение КМХ рабочего СРМ с применением контрольно-резервного СРМ;

- проведение поверки и КМХ СРМ с применением стационарной установки трубопоршневой поверочной стационарной «ОЗНА-Прувер С 0,05» (далее - стационарная ТПУ) и ПП;

- проведение поверки стационарной ТПУ с применением передвижной трубопоршневой поверочной установки 1-го разряда (далее - передвижная ТПУ) в комплекте с компаратором;

- 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;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов;

- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», Госреестр № 19240-05, АРМ оператора на базе ПО «RATE АРМ оператора УУН», свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 182101-08) 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

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, относя-

Лист № 3

Всего листов 5 щаяся 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 введения 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 «Рекомендации. Проверк защиты программного обеспечения и определение её 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

Окончание таблицы 1 - Основные метрологические и технические характеристики системы

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 № 586 ОАО «Мохтик-нефть», 1 шт., заводской № 07;

- инструкция по эксплуатации системы;

- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 586 ОАО «Мохтикнефть». Методика поверки».

Поверка

осуществляется по документу «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 586 ОАО «Мохтикнефть». Методика поверки», утвержденной ФГУП ВНИИР 8 декабря 2010 г.

Основные средства поверки:

- стационарная ТПУ 2-го разряда с рабочим диапазоном расхода жидкости от 10 до 280 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;

- ПП с диапазоном измерений от 300 до 1100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м3;

- комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы нефти ± 0,05 %;

- 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 пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 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 -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 дпускаемрй основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

Допускается использование других средств поверки харатеристиками, не устапаюшими указанным.

Сведения о методах измерений

Лист № 5

Всего листов 5 метрологическими

Методика измерений приведена в «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 586 ОАО «Мох-тикнефть» (свидетельство об аттестации МИ № 280014-10 от 09.11.2010).

Нормативные документы

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

2 Техническая документация 0440.00.00.000 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 586 ОАО «Мохтикнефть»

Рекомендации к применению