Система измерений количества и показателей качества нефти № 834 "Крымский" ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

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

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

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