Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 586 ОАО «Мохтикнефть» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ОАО «Мохтикнефть» и ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода 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 целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока стационарной трубопоршневой поверочной установки, узла подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки, раздельных закрытых систем дренажа учтенной и неучтенной нефти, системы обработки информации. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 в комплекте с преобразователями RFT 9739 (далее - СРМ) (Госреестр № 13425-06);
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП) (Госре-естр № 15644-06);
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (Госреестр №14557-05);
- преобразователи давления измерительные EJA (Госреестр № 14495-00);
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (Госреестр № 22257-05) с преобразователями измерительными 644 (Госреестр № 14683-09);
- расходомер-счетчик ультразвуковой многоканальный УРСВ «Взлет МР» (Госреестр № 28363-04);
- комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» (Госреестр № 19240-05), свидетельство № 295014-08 о метрологической аттестации алгоритмов и программы обработки результатов измерений объема и массы нефти, результатов поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода, выдано 20.03.2008 ФГУП «ВНИИР»;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МТИ (Госреестр № 1844-63);
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 ( Госреестр № 303-91).
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение КМХ рабочего СРМ с применением контрольно-резервного СРМ;
- проведение поверки и КМХ СРМ с применением стационарной установки трубопоршневой поверочной стационарной «ОЗНА-Прувер С 0,05» (далее - стационарная ТПУ) и ПП;
- проведение поверки стационарной ТПУ с применением передвижной трубопоршневой поверочной установки 1-го разряда (далее - передвижная ТПУ) в комплекте с компаратором;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», Госреестр № 19240-05, АРМ оператора на базе ПО «RATE АРМ оператора УУН», свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 182101-08) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую 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
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-03 | Нефть, нефтепродукты. Преобразователи массового расхода» РХ.352.02.01.00 АВ | 352.02.01 | 14C5D41A; | CRC32 |
| ПО АРМ оператора «Rate АРМ оператора УУН» | «Rate АРМ оператора УУН» РУУН 2.1-07 АВ | 1.5.0.1 | 7cc3c6f61 e77643578b3dd b1b5079a0b7e f1d5921e 5789ffd40 e261c67 18ecce | По ГОСТ Р 34.11-94 «Информационная технология. Криптографиче-кая защита информации. Функция хэширования |
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, относя-
Лист № 3
Всего листов 5 щаяся 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 «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендации. Проверк защиты программного обеспечения и определение её 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» |
| Рабочий диапазон расхода, т/ч | от 14 до 230 |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
| Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | От 830 до 890 |
| Рабочий диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа | От 0,3 до 0,6 |
| Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С | От 10 до 35 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности измеряемой среды, кг/м3 | ± 0,3 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в измеряемой среде, % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры измеряемой среды, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления измеряемой среды, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Средний срок службы системы, не менее | 8 лет |
| Режим работы системы | Постоянный, автоматизированный |
| Напряжение питания, В | 380 (3-х фазное, 50 Гц) 220±22 (однофазное, 50 Гц) |
| Климатические условия эксплуатации системы: |
| - температура окружающего воздуха, °С | От минус 55 до 34 |
| - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование, °С, не менее | 5 |
Окончание таблицы 1 - Основные метрологические и технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование, % | От 45 до 80 |
| - относительная влажность окружающего воздуха, % | От 45 до 80 |
| - атмосферное давление, кПа | От 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом. При этом указывают номер свидетельства об утверждении типа системы и дату его выдачи.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти № 586 ОАО «Мохтик-нефть», 1 шт., заводской № 07;
- инструкция по эксплуатации системы;
- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 586 ОАО «Мохтикнефть». Методика поверки».
Поверка
осуществляется по документу «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 586 ОАО «Мохтикнефть». Методика поверки», утвержденной ФГУП ВНИИР 8 декабря 2010 г.
Основные средства поверки:
- стационарная ТПУ 2-го разряда с рабочим диапазоном расхода жидкости от 10 до 280 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;
- ПП с диапазоном измерений от 300 до 1100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м3;
- комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы нефти ± 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.;
- установка пикнометрическая с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м3;
- 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, 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 дпускаемрй основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.
Допускается использование других средств поверки харатеристиками, не устапаюшими указанным.
Сведения о методах измерений
Лист № 5
Всего листов 5 метрологическими
Методика измерений приведена в «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 586 ОАО «Мох-тикнефть» (свидетельство об аттестации МИ № 280014-10 от 09.11.2010).
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 Техническая документация 0440.00.00.000 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 586 ОАО «Мохтикнефть»
Рекомендации к применению
