Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Омбинского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Омбинского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного определения массы и параметров нефти сырой.

Описание

СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефти сырой в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от СРМ, преобразователей давления, температуры, влагосодержания, плотности.

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:

- входной коллектор;

- блок фильтров (далее - БФ);

- блок измерительных линий (далее - БИЛ): 1 рабочая и 1 контрольно- резервная измерительные линии (далее - ИЛ);

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

- выходной коллектор;

- узел подключения к передвижной поверочной установке (далее - ПУ);

- СОИ.

Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:

- автоматическое измерение массы нефти сырой прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;

- определение массы нетто нефти сырой;

- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти сырой;

- измерение в автоматическом режиме объемной доли воды в нефти сырой, перепада давления на фильтрах;

- контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ;

- КМХ рабочего и контрольно-резервного СРМ по передвижной ПУ;

- автоматический и ручной отбор проб;

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

- защита системной информации от несанкционированного доступа.

Средства измерений (далее - СИ), а так же другие технические средства, входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.

Таблица 1

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора) и идентификации (отображением на информационном дисплее СИКНС структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии и цифровой идентификатор (контрольную сумму) ПО), а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием ИВК. Уровень защиты ПО и измерительной информации - высокий по Р 50.2.077-2014.

Таблица 2

Технические характеристики

Таблица 3

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Таблица 4

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 111-30151-2014 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Омбинского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 29 августа 2014 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

- 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 ± 5x10-4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп в диапазоне от 20 до 5x108 имп;

- поверочная установка с диапазоном измерения объемного расхода, соответствующим рабочему диапазону массового расхода и пределами допускаемой относительной погрешности определения вместимости измерительного участка не более ± 0,1 % либо поверочная установка на базе преобразователей массового расхода с пределом допускаемой относительной погрешности измерения массового расхода не более 0,11 %.;

- пикнометрическая установка с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,15 кг/м3 в диапазоне от 650 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, диапазон измерений от 0 до 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

Сведения о методах измерений

«ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ Омбинского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/15609-14.

Нормативные документы

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

2. Техническая документация ООО «ИМС Индастриз»

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли;

- при выполнении государственных учетных операций и учете количества энергетических ресурсов.