Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Сургутского месторождения (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и параметров сырой нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой 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 сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в измерительно-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера сырой нефти. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, 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 двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в нефти, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF400 (далее - СРМ), регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 45115-10;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный номер 15644-06 )
- влагомеры нефти микроволновые МВН-1.2 (регистрационный номер 28239-04), далее
- влагомеры);
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (регистрационный номер 32460-06);
- счетчик нефти турбинный МИГ-32 (регистрационный номер 26776-08);
- преобразователи давления измерительные 40.4382 (регистрационный номер 40494-09).
В систему обработки информации системы входят:
- Контроллеры измерительные FloBoss модели S600 (регистрационный номер № 38623-08);
- автоматизированное рабочее место оператора системы на базе программного комплекса ОЗНА-Flow, свидетельство об аттестации программного обеспечения № 40014-11 от 31.03.2011.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений МТИ, регистрационный номер № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности сырой нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера;
- измерение давления нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления;
- измерение температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений температуры;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «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 системы (контроллеры измерительные FloBoss S600, автоматизированные рабочие места оператора системы на базе программного комплекса ОЗНА-Flow, далее - ПО) 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.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО контроллера FloBoss S600 (основного) VxWorks | ПО контроллера FloBoss S600 (резервного) VxWorks | ОЗНА -FLOW |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 05.33 | 05.33 | 2.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 4AD4 | 39D0 | 64C56178 |
| Другие идентиф икационные данные (если имеются) | CRC16 | CRC16 | CRC32 |
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 «средний» по Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
Основные технические и метрологические характеристики системы приведены в таблице 2 и таблице 3 соответственно
Таблица 2 - Основные технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть сырая |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
| Вязкость кинематическая при 50 °С, мм /с (сСт), не более | 25 |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | От 835 до 900 |
| Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - при проведении измерений - при проведении поверки | 0,2 0,4 |
| Рабочее давление измеряемой среды, МПа: - минимальное - максимальное | 7 2 о, т, ^ сч" |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от + 5 до +40 |
| Массовая доля воды, % | от 0,03 до 5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | отсутствует |
| Массовая доля серы, %, не более | 1,5 |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более | 40 |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Параметры электрического питания | |
| - напряжение переменного тока, В | 380, 3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц |
| У словия эксплуатации системы | |
| - максимальная температура окружающего воздуха, °С | +34 |
| о/~' - минимальная температура окружающего воздуха, С | -55 |
| - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С | от +5 до +34 |
| Диапазон измерений расхода через систему измерений количества и параметров нефти сырой, т/ч: - минимальный - максимальный | 139,5 279 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % | |
| - при измерении содержания воды с применением влагомера | ±0,35 |
| - при измерении содержания воды в лаборатории | ±0,50 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность поставки
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», зав. № 01 | | 1 шт. |
| Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей | | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | ОИ 086.00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0102-9-2013 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0102-9-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 28.03.2016 г. Основное средство поверки:
- Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная Smith Meter «Bi-Di Prover», диапазон расхода от 24 до 2400 м /ч, погрешность воспроизведения объема ±0,05 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения ООО РН-Юганскнефтегаз», свидетельство об аттестации 01.00257-2008/6506-11 от 31.05.2011, ФР.1.29.2011.10255).
Нормативные документы
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ОИ 086.11.00.00.000 РЭ СИКНС УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения
ООО «РН-Юганскнефтегаз. Руководство по эксплуатации
64696-16: Методика поверки МП 0102-9-2013Скачать407.5 Кб