Номер по Госреестру СИ: 57237-14
57237-14 Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения ОАО "Томскнефть" ВНК
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК (СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти.
Программное обеспечение
В ИВК «ОКТОПУС-Л» установлено прикладное программное обеспечение, которое имеет свидетельство об аттестации № 26801-09 от 22.12.2009 г.
ПО ИВК «ОКТОПУС-Л» обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- обработка сигналов, поступающих с первичных измерительных преобразователей;
- вычисление массы сырой нефти;
- защита от несанкционированного доступа.
На АРМ оператора установлено программное обеспечение (ПО) «Rate АРМ оператора УУН», которое имеет свидетельство о метрологической аттестации алгоритмов вычислений и программы обработки результатов измерений программного обеспечения «Rate АРМ оператора УУН" РУУН 2-07 АВ от 23.03.2007 г. № 341014-07 и свидетельство об аттестации программного обеспечения «Rate АРМ оператора УУН» № 143702-07 от 27.08.2007 г.
ПО «Rate АРМ оператора УУН» обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- отображение технологических параметров, состояние оборудования СИКНС;
- выработку аварийных и предаварийных сигналов при отклонении технологических параметров за допустимые пределы;
- вычисление средневзвешенных значений параметров;
- вычисление массы нетто сырой нефти;
- проведение КМХ рабочих РМ по контрольному РМ;
- управление пробоотборником;
- управление исполнительными механизмами;
- формирование, архивирование и вывод на печать отчетных документов;
- архивацию, отображение, и вывод на печать графиков изменения технологических параметров (температуры, давления, расхода);
- защиту от несанкционированного доступа к функциям , способным повлиять на достоверность измерений количества сырой нефти.
Идентификационные данные ПО АРМ оператора приведены в таблице 2.
Таблица 2
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Rate АРМ оператора ОУН |
1.0.1.1 |
- |
- |
Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учетом ПО ИВК и ПО АРМ оператора.
Для защиты ПО ИВК и ПО АРМ оператора от непреднамеренных и преднамеренных изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. Защита программного обеспечения ИВК и АРМ оператора соответствует уровню «С» по классификации МИ 3286-2010.
Лист № 4
Всего листов 5
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаСИКНС печатным способом.
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетодика измерений приведена в документе ФР.1.29.2014.16846 «Инструкция. ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК».
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК
-
1 ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ . Измерение количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
-
2 ГОСТ 8.510-2002 ГСИ . Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей.
-
3 « Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти », утверждены приказом Минпромэнерго № 69 от 31.03.2005 г.
-
4 МИ 3002-2006 Рекомендация . ГСИ . Правила пломбирования и клеймения средств измерения и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок.
-
5 Проектная документация шифр № 1894 «Реконструкция установки предварительного сброса воды (УПСВ) и газокомпрессорной станции (ГКС) на Северном газонефтяном месторождении», разработан ОАО «ТомскНИПИнефть».
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 204-14 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки», утвержденному директором ФБУ «Томский ЦСМ» 29.01.2014 г.
Основные средства поверки: установка поверочная расходомерная с диапазоном измерения расхода, соответствующим поверяемому расходомеру, с относительной погрешности не более 0,15 %; поверочная установка «ВСР-М», вместимость измерительного участка 40 дм3, допускаемая относительная погрешность при измерении массы 0,10 %; установка для поверки влагомеров нефти, погрешность измерения объемной доли воды: 0,025 % (в диапазоне содержания воды от 0,2 до 10 %).
Лист № 5 Всего листов 5
Изготовитель
во
преобразователями 2700
Management/ Micro Motion Inc.», США, « Emerson Process Management Flow BV»,
Нидерланды, «Technologias de
Flujo», Мексика, « Emerson Process Management Flow Technologias»,
Китай
AUTROL мод. APT3200
AUTROL мод. APT3100
модификации S53011
(«OCTOPUS-L»)
1 - показывающие СИ температуры и давления.
- измерение массы сырой нефти и вычисление массы нетто сырой нефти ;
- измерение и контроль температуры, давления, содержания воды в сырой нефти;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ ) рабочих РМ по контрольному РМ;
- отображение, регистрацию и хранение результатов измерений и контроля ;
- формирование и печать отчетной документации ;
- защиту от несанкционированного доступа к результатам измерений , параметрам настройки средств измерений и программному обеспечению;
- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти , для определения массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти сырой;
- управление и контроль за работой технологического оборудования .
Пломбирование счетчиков-расходомеров массовых, влагомера нефти поточного, преобразователей температуры, расходомера в БИК, преобразователей давления осуществляется пломбами, установленными на контровочных проволоках, охватывающих корпуса преобразователей, в соответствии с МИ 3002.
Лист № 3 Всего листов 5 Пломбирование ИВК «ОКТОПУС-Л » осуществляется согласно документу МС 200.00.00.00 РЭ «Комплекс измериетльно-вычислительный сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС») Руководство по эксплуатации».
Пломбирование задвижек на трубопроводах СИКНС осуществляется в соответствии с документом ИЭ 2-23-14 «Инструкция ОАО «Томскнефть » ВНК по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой на СИКНС УПСВ «Северное» ЦППН-2».
Программное обеспечение
В ИВК «ОКТОПУС-Л» установлено прикладное программное обеспечение, которое имеет свидетельство об аттестации № 26801-09 от 22.12.2009 г.
ПО ИВК «ОКТОПУС-Л» обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- обработка сигналов, поступающих с первичных измерительных преобразователей;
- вычисление массы сырой нефти;
- защита от несанкционированного доступа.
На АРМ оператора установлено программное обеспечение (ПО) «Rate АРМ оператора УУН», которое имеет свидетельство о метрологической аттестации алгоритмов вычислений и программы обработки результатов измерений программного обеспечения «Rate АРМ оператора УУН" РУУН 2-07 АВ от 23.03.2007 г. № 341014-07 и свидетельство об аттестации программного обеспечения «Rate АРМ оператора УУН» № 143702-07 от 27.08.2007 г.
ПО «Rate АРМ оператора УУН» обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- отображение технологических параметров, состояние оборудования СИКНС;
- выработку аварийных и предаварийных сигналов при отклонении технологических параметров за допустимые пределы;
- вычисление средневзвешенных значений параметров;
- вычисление массы нетто сырой нефти;
- проведение КМХ рабочих РМ по контрольному РМ;
- управление пробоотборником;
- управление исполнительными механизмами;
- формирование, архивирование и вывод на печать отчетных документов;
- архивацию, отображение, и вывод на печать графиков изменения технологических параметров (температуры, давления, расхода);
- защиту от несанкционированного доступа к функциям , способным повлиять на достоверность измерений количества сырой нефти.
Идентификационные данные ПО АРМ оператора приведены в таблице 2.
Таблица 2
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Rate АРМ оператора ОУН |
1.0.1.1 |
- |
- |
Для защиты ПО ИВК и ПО АРМ оператора от непреднамеренных и преднамеренных изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. Защита программного обеспечения ИВК и АРМ оператора соответствует уровню «С» по классификации МИ 3286-2010.
Лист № 4
Всего листов 5
Метрологические и технические характеристики
Рабочая среда
Характеристики рабочей среды:
-
- массовый расход, т/ч
-
- избыточное давление, МПа
-
- температура, °C
-
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
-
- массовая доля механических примесей, %, не более
-
- массовая доля воды, %, не более
-
- плотность, кг/м3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой, %
Режим работы СИКНС
Среднее время наработки на отказ СИКНС, ч
нефть сырая.
от 17 до 315. от 1,90 до 2,25.
от 5 до 45.
226;
0,05;
1,0;
от 860 до 874.
± 0,25.
± 0,35. непрерывный. 12600.
Условия эксплуатации СИ и вспомогательного оборудования:
-
1) для средств измерений, находящихся блоке технологическом:
от 5 до 35;
от 84,0 до 106,7;
95, при температуре 35 °С;
от 16 до 28.
помещении блока автоматизации и
-
- температура окружающего воздуха, °С
-
- атмосферное давление, кПа
-
- относительная влажность воздуха, %, не более
-
- напряжение питания постоянного тока, В
-
2) для средств измерений, находящихся в помещении операторной:
от 10 до 35; от 84,0 до 106,7;
от 30 до 80; от 198 до 242;
от 49,5 до 50,5.
-
- температура окружающей среды, °С
-
- атмосферное давление, кПа
-
- относительная влажность воздуха, %
-
- напряжение питания переменного тока, В
-
- частота питающей сети, Гц
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации
Комплектность средства измерений Единичный экземпляр СИКНС в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКНС, методика поверки СИКНС, методика измерений массы сырой нефти, техническая документация на компоненты СИКНС.
Поверка осуществляется по документу МП 204-14 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки», утвержденному директором ФБУ «Томский ЦСМ» 29.01.2014 г.
Основные средства поверки: установка поверочная расходомерная с диапазоном измерения расхода, соответствующим поверяемому расходомеру, с относительной погрешности не более 0,15 %; поверочная установка «ВСР-М», вместимость измерительного участка 40 дм3, допускаемая относительная погрешность при измерении массы 0,10 %; установка для поверки влагомеров нефти, погрешность измерения объемной доли воды: 0,025 % (в диапазоне содержания воды от 0,2 до 10 %).
Лист № 5 Всего листов 5 Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе ФР.1.29.2014.16846 «Инструкция. ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Северного газонефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК
-
1 ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ . Измерение количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
-
2 ГОСТ 8.510-2002 ГСИ . Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей.
-
3 « Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти », утверждены приказом Минпромэнерго № 69 от 31.03.2005 г.
-
4 МИ 3002-2006 Рекомендация . ГСИ . Правила пломбирования и клеймения средств измерения и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок.
-
5 Проектная документация шифр № 1894 «Реконструкция установки предварительного сброса воды (УПСВ) и газокомпрессорной станции (ГКС) на Северном газонефтяном месторождении», разработан ОАО «ТомскНИПИнефть».
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Открытое акционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной компании (ОАО «Томскнефть» ВНК).
Юридический адрес: 636785, Россия, Томская область, г. Стрежевой, ул. Буровиков, 23.
Приемная: (8 38259) 6-95-03, Телефакс: (8 38259) 6-96-35. E-mail: jsctn@tomskneft.ru.
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»).
Юридический адрес: 634012, Россия, Томская область, г. Томск, ул. Косарева, 17а. Телефон: (3822) 55-44-86, факс: (3822) 56-19-61.E-mail: tomsk@tcsms.tomsk.ru. Сайт: http://tomskcsm.ru
Конструкция СИКНС состоит из блока технологического и системы сбора, обработки
информации и управления (СОИ). Блок технологический располагается в модульном здании и включает блок измерительных линий (три рабочих линий, одна контрольно-резервная), выходной коллектор, блок измерений показателей качества нефти сырой (БИК), узел подключения передвижной поверочной установки. СОИ включает комплекс измерительновычислительный (ИВК), расположенный в помещении блока автоматизации, и автоматизированное рабочее место оператора (АРМ оператора), расположенное в помещении операторной.
На каждой рабочей измерительной линии установлены следующие средства измерений:
-
- рабочий расходомер массовый (РМ);
-
- преобразователь избыточного давления;
-
- преобразователь разности давлений;
-
- преобразователь температуры;
-
- показывающие средства измерений (СИ) температуры и давления.
На контрольно-резервной измерительной линии установлены следующие СИ:
-
- контрольный расходомер массовый (РМ);
-
- преобразователь избыточного давления;
-
- преобразователь разности давлений;
-
- преобразователь температуры;
-
- показывающие СИ температуры и давления.
На выходном коллекторе установлены следующие СИ:
-
- преобразователь избыточного давления;
-
- показывающие СИ температуры и давления.
В БИК установлены следующие СИ и оборудование:
-
- ультразвуковой расходомер;
-
- поточный влагомер нефти;
-
- преобразователь избыточного давления;
-
- преобразователь разности давлений;
-
- преобразователь температуры;
-
- показывающие СИ температуры и давления;
-
- пробоотборник нефти ручной по ГОСТ 2517-85;
-
- пробоотборник автоматический «Стандарт-А».
Принцип действия СИКНС основан на измерении массы сырой нефти прямым методом динамических измерений. Масса сырой нефти измеряется счетчиками-расходомерами массовыми и ИВК. Масса нетто сырой нефти вычисляется АРМ оператора как разность массы сырой нефти и массы балласта. Масса балласта вычисляется как общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Определение содержания в сырой нефти хлористых солей и механических примесей осуществляется в химико-аналитической лаборатории (ХАЛ), содержания воды - в ХАЛ или с помощью поточного влагомера.
Лист № 2
Всего листов 5 Основные средства измерений и оборудование, входящие в состав СИКНС, приведены в таблице 1.
Таблица 1
Наименование СИ и оборудования |
№ в Гос. реестре СИ |
Изготовитель |
Кол- во |
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, модели CMF300M с преобразователями 2700 |
45115-10 |
Фирма «Emerson Process Management/ Micro Motion Inc.», США, « Emerson Process Management Flow BV», Нидерланды, «Technologias de Flujo», Мексика, « Emerson Process Management Flow Technologias», Китай |
4 |
Преобразователи давления AUTROL мод. APT3200 |
37667-08 |
Компания «Duon System Co, Ltd», Южная Корея |
6 |
Преобразователи давления AUTROL мод. APT3100 |
37667-08 |
Компания «Duon System Co, Ltd», Южная Корея |
5 |
Преобразователи температуры Метран-280, модификация Метран-286-23 |
23410-08 |
ЗАО «ПГ «Метран» |
6 |
Манометры избыточного давления показывающие МП4-УУ21 |
10135-05 |
ОАО «Манотомь» |
6 |
Манометры избыточного давления показывающие МП-4УФ1 |
27227-05 |
ЗАО «ПО ФизТех» |
11 |
Термометры биметаллические TM модификации S53011 |
15151-08 |
Фирма «WIKA Alexander Wiegand GmbH & Co.KG», Германия |
6 |
Расходомер UFM 3030 |
32562-09 |
ООО «Кроне-Автоматика» |
1 |
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм1 |
14557-10 |
ООО «НИИ «Годсиб» |
1 |
Комплексы измерительновычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») |
43239-09 |
ООО «Корпорация ИМС» |
2 |
АРМ оператора |
- |
ООО «Корпорация ИМС» |
1 |
Примечание: 1 - показывающие СИ температуры и давления. |
СИКНС выполняет следующие основные функции:
- измерение массы сырой нефти и вычисление массы нетто сырой нефти ;
- измерение и контроль температуры, давления, содержания воды в сырой нефти;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ ) рабочих РМ по контрольному РМ;
- отображение, регистрацию и хранение результатов измерений и контроля ;
- формирование и печать отчетной документации ;
- защиту от несанкционированного доступа к результатам измерений , параметрам настройки средств измерений и программному обеспечению;
- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти , для определения массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти сырой;
- управление и контроль за работой технологического оборудования .
Пломбирование счетчиков-расходомеров массовых, влагомера нефти поточного, преобразователей температуры, расходомера в БИК, преобразователей давления осуществляется пломбами, установленными на контровочных проволоках, охватывающих корпуса преобразователей, в соответствии с МИ 3002.
Лист № 3 Всего листов 5 Пломбирование ИВК «ОКТОПУС-Л » осуществляется согласно документу МС 200.00.00.00 РЭ «Комплекс измериетльно-вычислительный сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС») Руководство по эксплуатации».
Пломбирование задвижек на трубопроводах СИКНС осуществляется в соответствии с документом ИЭ 2-23-14 «Инструкция ОАО «Томскнефть » ВНК по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой на СИКНС УПСВ «Северное» ЦППН-2».
Рабочая среда
Характеристики рабочей среды:
-
- массовый расход, т/ч
-
- избыточное давление, МПа
-
- температура, °C
Физико-химические свойства нефти сырой:
-
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
-
- массовая доля механических примесей, %, не более
-
- массовая доля воды, %, не более
-
- плотность, кг/м3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой, %
Режим работы СИКНС
Среднее время наработки на отказ СИКНС, ч
нефть сырая.
от 17 до 315. от 1,90 до 2,25.
от 5 до 45.
226;
0,05;
1,0;
от 860 до 874.
± 0,25.
± 0,35. непрерывный. 12600.
Условия эксплуатации СИ и вспомогательного оборудования:
-
1) для средств измерений, находящихся блоке технологическом:
от 5 до 35;
от 84,0 до 106,7;
95, при температуре 35 °С;
от 16 до 28.
помещении блока автоматизации и
-
- температура окружающего воздуха, °С
-
- атмосферное давление, кПа
-
- относительная влажность воздуха, %, не более
-
- напряжение питания постоянного тока, В
-
2) для средств измерений, находящихся в помещении операторной:
от 10 до 35; от 84,0 до 106,7;
от 30 до 80; от 198 до 242;
от 49,5 до 50,5.
-
- температура окружающей среды, °С
-
- атмосферное давление, кПа
-
- относительная влажность воздуха, %
-
- напряжение питания переменного тока, В
-
- частота питающей сети, Гц