Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1560 (далее - система), предназначена для измерений массы брутто и показателей качества нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности жидкости, преобразователей температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), стационарной поверочной установки, узла подключения передвижной поверочной установки, системы сбора и обработки информации, 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 десяти (шести рабочих, трех резервных и одного контрольного) измерительных линий объема (объемного расхода) нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, объемного расхода нефти в БИК и системы сбора и обработки информации, в которые входят средства измерений, указанные в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные типа MVTM | 16128-06 |
| Датчики температуры 3144Р | 39539-08 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-04 |
| Преобразователи разности давления типа ST3000 модели STD 930 | 44955-10 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | 15644-06 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 | 15642 - 06 |
| Манометры для точных измерений типа МТИ | 1844-63 |
| Манометры для точных измерений типа МПТИ | 26803-06 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| Влагомеры нефти поточные модели LC | 16308-02 |
| Расходомеры-счетчики жидкости модели XMT868 | 14772-06 |
| Комплексы измерительно-вычислительные "Syberrrol" (свидетельство ФГУП "ВНИИР" об аттестации алгоритмов вычислений № 1078014-06 от 18.10.2006 г.) | 16126-07 |
Окончание таблицы 1
| Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № |
| Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная Smith Meter 1190 | 52755-13 |
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с МИ 3002-2006 "ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок".
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (комплексы измерительно-вычислительные "SyberTrol", автоматизированное рабочее место оператора СИКН № 1560 ООО "РН-Юганскнефтегаз" (свидетельство ФГУП " ВНИИР" о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) № 49014-13 от 19.04.2013 г.) 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 2.
Таблица 2
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Алгоритмы вычислений комплексов измерительновычислительных "БуЬегТгоГ | 8уЬегТго1 | 26.08 | 9Ь8а1ааЬ | CRC 32 |
| Автоматизированное рабочее место оператора СИКН № 1560 ООО "РН-Юганскнефтегаз" | АРМ оператора СИКН | 296-01.V1.1 | 8ACFF446D2CB DE2D2101EAB1 95B9BBF0 | MD5 |
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 дисплее комплекса измерительно-вычислительного 'ЪуЬегТгоГ. 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 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 "C".
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч | От 250 до 6600 |
| Количество измерительных линий, шт. | 10 (6 рабочих, 3 резервных, 1 контрольно-резервная) |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | От 830 до 900 |
| Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды, мм2/с (сСт) | От 5 до 30 |
| Диапазон давления измеряемой среды, МПа | От 0,23 до 4,00 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | От плюс 5 до плюс 50 |
| Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более | 0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто измеряемой среды, % | ± 0,25 |
| Режим работы | Непрерывный |
| Средний срок службы системы, не менее | 8 лет |
| Параметры электропитания: |
| - напряжение переменного тока, В | 380, трехфазное, 50 Гц 220, однофазное, 50 Гц |
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти № 1560, 1 шт., заводской № 1560, 1 шт.;
- инструкция по эксплуатации системы, 1 экз.;
- документ МП 0062-14-2013 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1560. Методика поверки", 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0062-14-2013 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1560. Методика поверки", утвержденному ФГУП "ВНИИР" 17 апреля 2013 г.
Основные средства поверки:
- установка трубопоршневая поверочная двунаправленная Smith Meter 1190, верхний предел диапазона расхода измеряемой среды 1190 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,1 %;
- калибратор температуры модели АТС 156 В с двумя термопреобразователями сопротивления платиновыми STS100 A901, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до плюс 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- установка пикнометрическая, диапазон измерений от 600 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;
- калибратор давления РРС-70, диапазон измерений давления от 0,085 до 7 МПа, пределы допускаемой приведенной основной погрешности ± 0,05 %;
- 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;
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Сведения о методах измерений
Для измерения массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений, реализованный в документе "Рекомендация. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества № 1560 на ПСП "Сентябрьский" ООО "РН-Юганскнефтегаз" (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.14715).
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";
3. Техническая документация "FMC Technologies" FMC Measurement Solutions.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
