Система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 378 п. 14 от 28.03.2014
Класс СИ 29.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения массы и показателей качества нефти, сдаваемой ОАО «Нижневартовское управление магистральных нефтепроводов».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением преобразователей расхода, плотности нефти с применением преобразователя плотности или в лаборатории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразователей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет комплекс измерительновычислительный как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет АРМ-оператора 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 нефти поточного.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), 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 трех (двух рабочих, одного резервного) измерительных каналов объема брутто нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:

- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N (далее - ТПР), Госре-естр № 15427-01;

- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-99;

- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 в комплекте с преобразователями измерительными 644, Госреестр № 14683-00;

- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), Гос-реестр № 15644-01;

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), Госреестр № 14557-01;

- стационарная трубопоршневая поверочная установка «Прувер С-500» (далее - ТПУ), Госреестр №17630-98;

- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT-97 (далее - ТПР), Госреестр № 22214-01.

В систему обработки информации системы входят:

- комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» с функцией резервирования, Гос-реестр № 19240-11, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) № ПО-2550-03-2011, выданное ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 14.01.2011 г.

- автоматизированные рабочие места оператора системы с программным обеспечением «Rate-оператора УУН», свидетельство об аттестации программного обеспечения № 20902-11, выданное ФГУП «ВНИИР» 27.12.2011 г.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

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

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-61.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

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

- автоматическое вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением ВП;

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

- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих ТПР с применением ТПУ;

- проведение поверки ТПР с применением ТПУ;

- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», автоматизированные рабочие места оператора системы ПО «Rate-оператора УУН») 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.

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

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Другие идентификационные данные (если имеются)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Измерительновычислительный комплекс «ИМЦ-03»

352.02.01

14C5D41A

_

CRC32

«RATE АРМ-оператора» РУ-УН 2.3-11 АВ

2.3.1.1

B6D270DB

_

CRC32

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 2.

Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия»

Диапазон измерений расхода, м3/ч

От 140 до 480

Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3

От 750 до 850

Диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт)

От 1,5 до 20

Давление, МПа:

- минимально допустимое

- максимально допустимое (расчетное)

0,3

1,5

Диапазон температуры, °С

от плюс 5 до плюс 40

Массовая доля воды, %, не более

1,0

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

900

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая доля парафина, %, не более

6,0

Содержание свободного газа

Не допускается

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, %

± 0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, %

± 0,35

Режим работы системы

Непрерывный

Напряжение переменного тока, В

380 (трехфазное, 50 Гц)

220 (однофазное, 50 Гц)

Знак утверждения типа

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

Комплектность

- система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения, 1 шт., заводской № 01;

- инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения;

- документ «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения. Методика поверки». МП 0112-14-2013».

Поверка

осуществляется по документу МП 0112-14-2013 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 27 декабря 2013 г.

Основные средства поверки:

- ТПУ, наибольший расход рабочей среды 500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;

- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °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;

- установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м3;

- рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры капилляров 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность 0,02 %, 0,01 %, 0,005 %, 0,008 %, 0,007 %;

- установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 1,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,02 %;

- 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.

Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2008/277014-13 от 19 декабря 2013 г., регистрационный код по федеральному информационному фонду по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.16634.).

Нормативные документы

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

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

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

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание