Система измерений количества и параметров нефти сырой №2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО "Терминал-Сервис"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой №2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО «Терминал-Сервис» (далее - СИКНС), принадлежащая ОАО «Оренбургнефть», предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы (массового расхода), параметров нефти сырой (далее - нефть) и вычисления массы нетто нефти при учетных операциях между ОАО «Оренбургнефть» и ООО «Терминал-Сервис».

Описание

СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы (массового расхода) нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых CMF400 в комплекте с измерительным преобразователем 2700 (Госреестр №45115-10) (далее - СРМ).

Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении и преобразовании при помощи комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 (Госреестр №19240-11) (далее - ИМЦ-03) входных сигналов, поступающих от СРМ, термометров сопротивления серии W модификации W-M-303 (Госреестр №41563-09) совместно с преобразователями измерительными серии YTA модели YTA110 (Госреестр №25470-03), преобразователей давления измерительных 3051S2TG4A (Госреестр №2411608), преобразователей давления измерительных EJX 630A (Госреестр №28456-09), преобразователей давления измерительных EJX 110A   (Госреестр №28456-09),

термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом Метран-274 (Госреестр №21968-11), преобразователей плотности жидкости измерительных 7835 (Госреестр №15644-06), влагомеров нефти поточных модели УДВН-1пм1 (Госреестр №14557-10) и счетчика турбинного НОРД-М-40-4,0 (Госреестр №5638-02).

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

В состав СИКНС входят:

- блок измерительных линий (далее - БИЛ);

- блок фильтров (Ду 200);

- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);

- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ) (Ду 150);

- узел регулирования давления;

- система сбора и обработки информации (далее - СОИ).

БИЛ включает в себя три измерительные линии (далее - ИЛ): одна рабочая ИЛ (Ду 150), одна резервная ИЛ (Ду 150) и одна контрольная ИЛ (Ду 150).

СОИ размещена в блоке аппаратурном (далее - БА).

Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:

- измерение в автоматическом режиме массы (массового расхода) нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;

- вычисление массы нетто нефти;

- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;

- измерение в автоматическом режиме плотности и влагосодержания нефти;

- контроль перепада давления на фильтрах;

- возможность поверки рабочего, резервного и контрольного СРМ при помощи ППУ;

- контроль метрологических характеристик рабочего и резервного СРМ по контрольному СРМ;

- автоматический и ручной отбор проб;

- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;

- защита системной информации от несанкционированного доступа;

- передача данных на верхний уровень.

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС (ИМЦ-03, АРМ оператора «ФОРВАРД») обеспечивает реализацию функций СИКНС. ПО СИКНС 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 и вычислений СИКНС, а также защиту и идентификацию ПО СИКНС. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями СИКНС).

Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1.

Таблица 1

Идентификация ПО СИКНС осуществляется путем отображения на дисплее ИМЦ-03 и на мониторе автоматизированного рабочего места оператора структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СИКНС, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКНС для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКНС обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО СИКНС имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики СИКНС приведены в таблице 2.

Таблица 2

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Таблица 3

Поверка

осуществляется по документу МП 90-30151-2014 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой №2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО «Терминал-Сервис». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 23 апреля 2014 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;

- калибратор многофункциональный MC5-R:

- диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА);

- диапазон воспроизведения импульсных сигналов от 0 до 9999999 имп.;

- диапазон воспроизведения сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±0,01 % показания.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти сырой на площадке нефтеналивного терминала ООО «Терминал-Сервис», регистрационный код ФР.1.29.2013.14595 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 8.596 - 2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

2. ГОСТ Р 8.615 - 2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа

Рекомендации к применению

- выполнение государственных учетных операций.