Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП "Ленск" (далее -система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти, поступающей на приемо-сдаточный пункт от объектов нефтедобычи ООО "Таас-Юрях-Нефтегазодобыча" и подаваемой на вход НПС-12 для транспортировки по магистральному нефтепроводу трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан" (ВСТО) ООО "Вос-токнефтепровод".
Описание
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы счетчиков-расходомеров массовых, температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss модели S600+, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нём алгоритму.
В состав системы входят блок измерительных линий, имеющий одну рабочую измерительную линию, обеспечивающую необходимое значение массового расхода при динамических измерениях массы брутто нефти, одну контрольно-резервную измерительную линию, которая используется как резервная при отказе рабочей измерительной линии и как контрольная для контроля метрологических характеристик рабочего счетчика-расходомера, блок измерений показателей качества нефти, предназначенный для измерений температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объёмной доли воды в нефти.
В системе применены следующие основные средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 13425-06;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;
- датчики температуры 644, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 39539-08;
- манометры для точных измерений МТИ, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;
- установка трубопоршневая "Сапфир МН-300", тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 41976-09;
- контроллеры измерительные FloBoss модели S600+, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 38623-11.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти и массового расхода нефти в диапазонах измерений расхода, температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в нефти;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, объёмной доли воды и плотности;
- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной доли воды в нефти;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) реализовано в контроллере измерительном FloBoss модели S600+ и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора системы. ПО обеспечивает реализацию функций системы. ПО 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. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса).
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО, приведены в таблице
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Другие идентификационные данные | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО контроллера измерительного FloBoss модели S600+ (основной) LinuxBinary | 06.09f | 65cb | - | CRC16 |
| ПО контроллера измерительного FloBoss модели S600+ (резервный) LinuxBinary | 06.13 | 6d46 | - | CRC16 |
| ПО автоматизированного рабочего места оператора "ОЗНА-Flow" | v 2.1 | 32CE2037 | - | CRC32 |
ПО имеет:
- свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений контроллера измерительного FloBoss модели S600+ № 01.00284-2010-084/04-2011, выдано ОАО "Нефтеавтоматика" 16.12.2011 г.;
- свидетельство об аттестации программного обеспечения автоматизированного рабочего места оператора № 40014-11, выдано ФГУП "ВНИИР" 31.03.2011 г.
ПО системы 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 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) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО системы имеет уровень защиты "С" (в соответствии с МИ 3286-2010 "Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа").
Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" |
| Диапазон измерений массового расхода системой при динамических измерениях массы, т/ч | От 53 до 252 |
| Диапазон измерений температуры измеряемой среды, °С | От 0 до плюс 40 |
| Верхний предел измерений избыточного давления измеряемой среды в системе, МПа | 6,3 |
| Диапазон измерений плотности измеряемой среды, кг/м3 - при температуре 20 °С - при температуре 15 °С | От 850,1 до 870,0 От 853,7 до 873,5 |
| Верхний предел измерений кинематической вязкости измеряемой среды, сСт | 100 |
| Верхний предел измерений объёмной доли воды в измеряемой среде, % | 1,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении температуры, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении избыточного давления, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении плотности, кг/м3 | ± 0,3 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности системы при измерении объемной доли воды, % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой основной приведенной погрешности системы при измерении кинематической вязкости % | ± 1,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Параметры измеряемой среды | |
| Содержание массовой доли воды, %, не более | 0,5 |
| Содержание массовой доли механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Содержание массовой доли серы, % | От 0,61 до 1,80 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
| Наименование | Количество | Обозначение |
| Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП "Ленск". Заводской №01 | 1 шт. | ОИ 118.00.00.000 |
| Руководство по эксплуатации. СИКН на ПСП "Ленск" | 1 экз. | ОИ 118.00.00.00.000 РЭ |
| МП 0037-14-2012 ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП "Ленск". Методика поверки" | 1 экз. | |
Поверка
осуществляется по документу МП 0037-14-2012 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП "Ленск". Методика поверки", утверждённому ФГУП "ВНИИР" 28.06.2013 г.
Перечень основных средств поверки:
- установка трубопоршневая "Сапфир МН-300", максимальный объёмный расход 300 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,1 %;
- установка пикнометрическая, диапазон определения плотности от 600 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой погрешности ± 0,1 кг/м3;
- установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01;
- калибратор температуры серии ATC-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимой температуры от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- 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.;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R с внешним модулем абсолютного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, предел допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.
Допускается использование других средств поверки с метрологическими характеристиками, не уступающими указанным.
Сведения о методах измерений
В системе применен прямой метод динамических измерений массы брутто нефти. Методика измерений приведена в документе "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти. Обустройство Среднеботуобинского НГКМ в пределах центрального блока. Первая очередь", зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2012.12389.
Нормативные документы
1 . ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".
2 ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".
