Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - система) предназначена для непрерывного автоматизированного измерения массы (массового расхода) и организации учета нефти сырой.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти сырой 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 нефти сырой по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерений количества нефти сырой, блока измерений параметров нефти сырой (далее - БИК), места для подключения установки передвижной поверочной, системы обработки информации и раздельной 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 двух рабочих измерительных каналов массы нефти сырой, одного контрольного измерительного канала массы нефти сырой, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объемной доли воды в нефти сырой, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 45115-10;
- счетчик нефти турбинный МИГ, Госреестр № 26776-08;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, Госреестр № 15644-06;
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ, Госреестр № 42678-09;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-11;
- преобразователи измерительные 3144Р, Госреестр № 14683-09;
- датчика давления «Метран-150», Госреестр № 32854-09.
В систему обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительные FloBoss S600+, Госреестр № 38623-11, свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритмов вычислений № 01.00284-2010-084/04-2011, выдано ОАО «Нефтеавтоматика».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие МП, Госреестр № 47452-11;
- термометры биметаллические показывающие ТБПЮ, Госреестр № 31733-06.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы нефти сырой прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти сырой;
- измерение давления и температуры нефти сырой автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти сырой соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и резервного СРМ с применением контрольного СРМ;
- проведение КМХ и поверки СРМ с применением передвижной поверочной установки;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую 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
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО контроллера измерительного FloBoss S600+ (основной) | LinuxBinary.app | 06.09e | 0259 | CRC 16 |
| ПО контроллера измерительного FloBoss S600+ (резервный) | LinuxBinary.app | 06.09e | 0259 | CRC 16 |
| ПО комплекса программного автоматизированного рабочего места оператора системы | SRV | 1.0 | не оказывает влияния на метрологические характеристики | |
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, относящаяся 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
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть сырая |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (2 рабочие, 1 контрольная, 1 резервная) |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | От 200,50 до 429,89 |
| Диапазон измерений плотности: - при 15 °С и избыточном давлении равным нулю, кг/м3 - при 20 °С и избыточном давлении равным нулю, кг/м3 | От 853,7 до 873,5 От 850,1 до 870,0 |
| Диапазон измерений кинематической вязкости при 20 °С, сСт | От 5 до 40 |
| Диапазон измерений избыточного давления измеряемой среды, МПа | От 0,80 до 4 |
| Диапазон измерений температуры измеряемой среды, °С | От плюс 40 до плюс 45 |
| Массовая доля воды, %, не более - в режиме ДНС - в режиме УПСВ | 20 1 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности измеряемой среды, % | ± 0,3 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры измеряемой среды, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления измеряемой среды, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в измеряемой среде с применением влагомера сырой нефти ВСН-АТ в диапазоне измерений от 0,01 до 4,00 % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в измеряемой среде с применением влагомера сырой нефти ВСН-АТ в диапазоне измерений от 0,01 до 20,00 % | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (массового расхода) сырой нефти, % | ± 0,25 |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Режим работы системы | Непрерывный |
| Параметры электропитания: | |
| - напряжение переменного тока, В | трехфазное 380 В/50 Гц, 220 В/50 Гц |
| Климатические условия эксплуатации системы: | |
| - температура окружающего воздуха, °С | От минус 28 до 40 |
| - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, ° С | От 18 до 25 |
| - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % | От 45 до 80 |
| - относительная влажность окружающего воздуха, % | От 45 до 85 |
| - атмосферное давление, кПа | От 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», 1 шт., заводской № 107;
- инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»;
- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИР 19 июля 2012 г.
Поверка
осуществляется по документу МП 51347-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИР 19 июля 2012 г.
Основные средства поверки:
- установка передвижная поверочная «ПУМА» на базе счетчиков-расходомеров массовых ELITE®, пределы допускаемой основной относительной погрешности ± 0,11 %;
- контроллеры измерительные FloBoss S600+, пределы допускаемой относительной погрешности измерений расхода, объема, массы жидкости ± 0,01 %, пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерения напряжения ± 0,005 %, силы тока ± 0,04 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении импульсных сигналов ± 1 имп.;
- 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 производства фирмы «H&D Fitzgerald Ltd» с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности жидкости от 600 до 1100 кг/м3;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 25 °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.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Методика (метод) измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/172014-11 от 21.11.2011 года, номер в Госреестре ФР.1.29.2012.11878).
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 Техническая документация 7748 «Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз».
Рекомендации к применению
