Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2023 ООО "ТНГК-Развитие" при УПСВ-2 "Бурейка" НГДУ "Нурлатнефть", 54514-13

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2023 ООО «ТНГК-Развитие» при УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы сырой нефти при проведении учетных операций на объекте УУН Западно-Бурейкинского месторождения.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с помощью кориолисовых преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с кориолисовых преобразователей массового расхода 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 целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерений количества сырой нефти, блока измерений параметров сырой нефти, блока преобразователя первичного измерительного объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН, места для подключения установки передвижной поверочной (далее - ПУ), 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, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений:

-    счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 200 в комплекте с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 45115-10;

-    влагомер нефти поточный УДВН-1пм, Госреестр № 14557-05;

-    преобразователь первичный измерительный объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН, Госреестр № 19850-04;

-    счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, Госреестр № 22214-01;

-    преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;

-    датчики температуры 644, Госреестр № 39539-08.

В систему обработки информации системы входят:

-    контроллеры измерительно-вычислительные 0MNI-6000 с функцией резервирования, Госреестр № 15066-04, свидетельство № 2301-05м-2009 об аттестации алгоритмов и программного обеспечения от 15 октября 2009 г.

-    комплекс программный автоматизированный рабочего места оператора (АРМ оператора «Сфера») № 271601-08 от 26.12.2008 г.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры для точных измерений типа МТИ, Госреестр № 1844-63;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, Госреестр № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение массового расхода и массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, плотности, содержания воды, температуры и давления сырой нефти;

-    измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

-    автоматическое измерение объемного расхода сырой нефти, содержания объемной доли воды в сырой нефти, температуры и давления сырой нефти в блоке измерений параметров сырой нефти;

м 1К>

-    проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего СРМ с применением контрольного;

-    проведение КМХ и поверки СРМ с применением ПУ;

-    автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «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 (ПО) системы (контроллеры измерительновычислительные OMNI-6000, ПО комплекса программного автоматизированного рабочего места оператора (АРМ «Сфера») 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.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО

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 1.

Т а б л и ц а 1 - Основные метрологические и технические характеристики системы

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

-    система измерений количества и параметров нефти сырой № 2023 ООО «ТНГК-Развитие» при УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть», 1 шт., заводской № 128/2006;

-    инструкция по эксплуатации системы;

-    «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2023 ООО «ТНГК-Развитие» при УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки».

Поверка

осуществляется по документу МП 54514-13 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2023 ООО «ТНГК-Развитие» при УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИР 16 июля 2012 г.

Основные средства поверки:

-    установка передвижная поверочная с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки СРМ в их рабочем диапазоне измерений и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % или ± 0,1 %;

-    контроллер измерительно-вычислительный OMNI-6000, пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы нефти ± 0,005 %, коэффициента преобразования ± 0,025 %;

-    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 5^10 имп.;

-    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: 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 «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой № 2023

ООО «ТНГК-Развитие» при УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть» (свидетельство об аттестации МВИ № 01.00257-2008/77014-12 от 14.06.2012 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2012.13156).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой № 2023 ООО «ТНГК-Развитие» при УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть»

1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

2    ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

3    Технический проект 0033.00.00.000 ПЗ «Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) № 2023 ООО «ТНГК-Развитие» при УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть».

lui iui

4    Инструкция по эксплуатации системы.

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.