Система измерений количества и показателей качества нефти № 280 при Ново-Суксинской УПВСН НГДУ "Прикамнефть", 56771-14

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 280 при Ново-Суксинской УПВСН НГДУ "Прикамнефть" (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти, поступающей с месторождений НГДУ "Прикамнефть".

Описание

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

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока фильтров, блока измерений показателей качества нефти, блока измерительных линий, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа, системы обработки информации.

Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией.

Система состоит из одного рабочего измерительного канала массы брутто нефти и одного контрольно-резервного измерительного канала массы брутто нефти, а также измерительных каналов температуры, избыточного давления, разности давления, объемной доли воды в нефти, в которые входят следующие средства измерений:

-    счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 45115-10;

-    влагомер поточный модели L, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 46359-11;

-    датчик температуры 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 39539-08;

-    датчики давления Метран-150TG, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 32854-09.

В систему обработки информации системы входят:

-    измерительно-вычислительные комплексы "OCTOPUS-L" ("ОКТОПУС-Л"), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 43239-09, свидетельство ФГУП "ВНИИР" о метрологической аттестации программного обеспечения № 11504-12 от 06.07.2012;

-    автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы на базе программного обеспечения "Rate АРМ оператора УУН", свидетельство ФГУП "ВНИИР" о метрологической аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27.12.2011;

-    контроллер программируемый SIMATIC S7-1200, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 43239-09.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры для точных измерений МТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 1844-63;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления нефти;

-    автоматическое вычисление массы нетто нефти как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера поточного;

-    автоматическое измерение объемной доли воды;

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

-    проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего СРМ по контрольному 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

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.

Таблица 1

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 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,

Лист № 3 Всего листов 5

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".

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.

Таблица 2

Знак утверждения типа

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

Комплектность

-    система измерений количества и показателей качества нефти № 280 при Ново-Суксинской УПВСН НГДУ "Прикамнефть", заводской № 559/2013, 1 шт.;

-    инструкция по эксплуатации системы, 1 экз.;

-    документ МП 0058-14-2013 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 280 при Ново-Суксинской УПВСН НГДУ "Прикамнефть". Методика поверки", 1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0058-14-2013 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 280 при Ново-Суксинской УПВСН НГДУ "Прикамнефть". Методика поверки", утвержденному ФГУП ВНИИР 30 декабря 2013 г.

Основные средства поверки:

-    установка поверочная УЭПМ-АТ 600, диапазон массового расхода от 0,8 до 600 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,11 %;

-    передвижная поверочная установка с диапазоном расхода, обеспечивающим поверку СРМ в их рабочем диапазоне измерений, пределы допускаемой относительной погрешности

± 0,1 %;

Лист № 4 Всего листов 5

-    установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 2,00 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,02%;

-    калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

-    калибратор многофункциональный модели ASC300-R в комплекте с двумя внешними модулями АРМН (АРМ015Р0И0 и АРМ03КРАИ0), нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

-    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.

Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных.

Сведения о методах измерений

Для измерений массы нефти применяют прямой метод динамических измерений, реализованный в инструкции "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 280 при Ново-Суксинской УПВСН НГДУ "Прикам-нефть"

(код регистрации в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.14794).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 280 при Ново-Суксинской УПВСН НГДУ "Прикам-нефть"

ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.