Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Омбинского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз", 59958-15

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Омбинского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного определения массы и параметров нефти сырой.

Описание

СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефти сырой в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от СРМ, преобразователей давления, температуры, влагосодержания, плотности.

СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.

В состав СИКНС входят:

-    входной коллектор;

-    блок фильтров (далее - БФ);

-    блок измерительных линий (далее - БИЛ): 1 рабочая и 1 контрольно- резервная измерительные линии (далее - ИЛ);

-    блок измерений показателей качества нефти сырой (далее - БИК);

-    выходной коллектор;

-    узел подключения к передвижной поверочной установке (далее - ПУ);

-    СОИ.

Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение массы нефти сырой прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;

-    определение массы нетто нефти сырой;

-    дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти сырой;

-    измерение в автоматическом режиме объемной доли воды в нефти сырой, перепада давления на фильтрах;

-    контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ;

-    КМХ рабочего и контрольно-резервного СРМ по передвижной ПУ;

-    автоматический и ручной отбор проб;

-    отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;

-    защита системной информации от несанкционированного доступа.

Средства измерений (далее - СИ), а так же другие технические средства, входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.

Таблица 1

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора) и идентификации (отображением на информационном дисплее СИКНС структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии и цифровой идентификатор (контрольную сумму) ПО), а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием ИВК. Уровень защиты ПО и измерительной информации - высокий по Р 50.2.077-2014.

Таблица 2

Таблица 3

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Таблица 4

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 111-30151-2014 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Омбинского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 29 августа 2014 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

-    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;

-    поверочная установка с диапазоном измерения объемного расхода, соответствующим рабочему диапазону массового расхода и пределами допускаемой относительной погрешности определения вместимости измерительного участка не более ± 0,1 % либо поверочная установка на базе преобразователей массового расхода с пределом допускаемой относительной погрешности измерения массового расхода не более 0,11 %.;

-    пикнометрическая установка с пределами допускаемой абсолютной погрешности

3    3

не более ± 0,15 кг/м в диапазоне от 650 до 1100 кг/м ;

-    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, диапазон измерений от 0 до 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

Сведения о методах измерений

«ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ Омбинского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/15609-14.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Омбинского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»

1.    ГОСТ Р 8.596 - 2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»

2.    Техническая документация ООО «ИМС Индастриз»

Рекомендации к применению

-    при осуществлении торговли;

-    при выполнении государственных учетных операций и учете количества энергетических ресурсов.