Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Сунчелеевского месторождения НГДУ "Нурлатнефть". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Сунчелеевского месторождения НГДУ "Нурлатнефть"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1115 п. 35 от 23.07.2014
Класс СИ 29.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Сунчелеевского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» (далее - система) предназначена для измерений массы, массового расхода и параметров сверхвязкой нефти сырой, поступающей со скважин Южно-Сунчелеевского месторождения и подлежащей сдаче на ДНС-4 «Азат» НГДУ «Нурлатнефть».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий, узла подключения передвижной поверочной установки, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему.

Система состоит из двух (одного рабочего, одного резервно - контрольного) измерительных каналов массы и массового расхода сырой нефти, температуры, избыточного давления, разности давления, объемной доли воды в сырой нефти, системы сбора и обработки информации, в которые входят следующие средства измерений:

- расходомер массовый Promass 83F (далее - МР), зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 15201-11;

- влагомер сырой нефти ВСН-АТ, Госреестр № 42678-09;

- преобразователь (избыточного) давления измерительный Cerabar S PMP 71 зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 41560-09;

- преобразователи (разности) давления измерительные Deltabar S PMD75, зарегистрированы в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 41560-09;

- термопреобразователь сопротивления платиновый TR 62, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 26239-06;

- манометр сигнализирующий, показывающий МП160юН, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №47452-11;

- манометр показывающий, сигнализирующий МП100Н, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №47452-11;

- термометр ртутный, стеклянный лабораторный ТЛ-4, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №303-91;

- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 15066-09;

- программное обеспечение контроллера OMNI 3000/6000 имеет свидетельство № 2301-05м-2009 ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритма и программного обеспечения

Лист № 2

Всего листов 5 средств измерений;

- Rate. автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора УУН РУУН 2-07 АВ (Свидетельство о метрологической аттестации № 21002-11).

Система обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массы и массового расхода сырой нефти в рабочем диапазоне расхода, (т), (т/ч);

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды (%) в сырой нефти;

- измерение температур и давления в сырой нефти с помощью показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;

- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;

- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МР с применением поверочной установки (далее - ПУ);

- проведение КМХ МР по резервно- контрольному МР;

- формирование и архивирование в автоматизированном рабочем месте оператора значений результатов измерений;

- вывод на печать отчетных документов;

- защиту от несанкционированного доступа к изменению информации с помощью системы доступа с паролями;

- вычисление массы нетто сырой нефти с использованием результатов измерений плотности, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с требованиями МИ 3002-2006 "ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок".

Программное обеспечение

ПО системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора «RATE АРМ-оператора РУУН 2.3-11 АВ») 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

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификацио нный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Другие идентификац ионные данные (если имеются)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Контроллер измерительновычислительный OMNI 6000

24.75.04

9111

_

CRC16

Продолжение таблицы 1

«RATE АРМ-оператора» РУУН 2.3-11 АВ

2.3.1.1

B6D270DB

_

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 введения логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. 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

Таблица 2

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть сырая

Количество измерительных линий, шт.

2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная)

Диапазон расхода через систему измерений количества и показателей качества нефти, т/ч:

- минимальный

- максимальный

0,2

20,0

Вязкость кинематическая при 50 °С, мм2/с (сСт), не более

7000

Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3

от 930 до 1130

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, МПа:

- минимальное

- максимальное

0,1

4,0

Диапазон температуры, °С

от 0 до плюс 40

Массовая доля воды, %, не более

98,0

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

170000

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,8

Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более

40

Содержание свободного газа, %

3,0

Продолжение таблицы 2

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти:

±0,25 %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти в диапазоне измерения объемной доли воды: от 0% до 5%

±0,35 %

от 5% до 10%

±0,40 %

от 10% до 20%

±1,50 %

от 20% до 50%

±2,50 %

от 50% до 70%

±5,00 %

от 70% до 85%

±15,00 %

от 85% до 98%

± 60,0 %

Знак утверждения типа

наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

- Система в составе согласно инструкции по эксплуатации             1экз.

- Инструкция по эксплуатации системы                               1 экз.

- Методика поверки системы                                         1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0098-9-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти Южно-Сунчелеевского месторождения НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 17 февраля 2013 г.

Основное поверочное оборудование:

- установка поверки мобильная эталонная СИКН МЭУ-100-4,0: диапазон воспроизводимых массовых расходов от 5,3 до 420 т/ч; пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массового расхода ±0,11%;

- 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 ASC 300-R: внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар, 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;

- Государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011, в составе средств измерений и вспомогательных устройств, определяемом паспортом эталона;

- 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 20,0 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5Ч0"4 в диапазоне от 0,1 до 15000,0 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5-108 имп.

Сведения о методах измерений

Документ «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Сунчелеевского месторождения НГДУ «Нурлатнефть», (утвержденная ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации № 01.00257-2008/24209-11 от 28 декабря 2011 г., ФР.1.29.2012.11643).

Нормативные документы

Техническая документация ООО «ЭнергоТехПроект».

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание