Назначение типа средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций на НПС "Махачкала" ОАО "Черномортранснефть".
Описание
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные сигналы измерительных преобразователей расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы измерительновычислительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.
Система состоит из трех рабочих и одного резервного измерительных каналов массы нефти и измерительных каналов температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти.
В состав системы и входят следующие средства измерений:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 13425-06;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22257-01 с измерительным преобразователем 644, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14683-00;
- преобразователь давления измерительный 3051, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-99;
- измерительно-вычислительный контроллер OMNI 6000, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15066-01;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 20054-01;
- манометр для точных измерений типа МТИ, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 1844-63;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти и массового расхода нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, объёмной доли воды и плотности;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Система расположена на НПС "Махачкала" ОАО "Черноморнефть", г. Махачкала, Республика Дагестан, РФ.
Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в измерительновычислительных контроллерах OMNI 6000 и в и автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора системы. ПО 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).
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО, реализованные в контроллерах измерительно-
вычислительных OMNI 6000 и в АРМ оператора системы, приведены в таблице
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО основного OMNI 6000 | ПО контроллера измерительновычислительного OMNI 3000/6000 | v24.75.01 | 0942 | |
| ПО резервного OMNI 6000 | ПО контроллера измерительновычислительного OMNI 3000/6000 | v24.75.01 | EBE1 | |
| ПО АРМ оператора системы | "RATE АРМ оператора УУН", РУУН 2.1-07 АВ | 2.1.1.1 | | |
ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000 имеет свидетельство об аттестации алгоритма и программного обеспечения № 2301-05м-2009, выданное ВНИИМ им. Д.И. Менделеева, 15.10.09 г.
ПО АРМ оператора системы имеет свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 802-08, выданное ФГУП ВНИИР, 10.12.07 г.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. 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. ПО системы имеет уровень защиты C (в соответствии с МИ 3286-2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).
Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" |
| Массовый расход, т/ч | От 120 до 800 |
| Плотность нефти при рабочих условиях, кг/м3 | От 840 до 930 |
| Кинематическая вязкость нефти при рабочих условиях, сСт | От 15 до 120 |
| Давление нефти в системе, МПа | От 3,0 до 6,3 |
| Температура нефти, °С | От 5 до 35 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 | ± 0,3 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений кинематической вязкости нефти, % | ± 1,0 |
| Электроснабжение | 380 В, трехфазное, 50 Гц 220 В, однофазное, 50 Гц |
| Категория электроснабжения по документу "Правила устройства электроустановок" (ПУЭ) | 1 |
| Средний срок службы, год, не менее | 10 |
| Режим работы | Непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом, при этом указывают номер свидетельства об утверждении типа и дату его выдачи.
Комплектность
| Наименование | Количество | Обозначение |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 73, заводской № 01 | 1 шт. | |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 73 | 1 экз. | И-17.020.00-ЧТН-069-10 |
| Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 73. Методика поверки", утвержденная ФГУП ВНИИР в ноябре 2010 г. | 1 экз. | |
Поверка
осуществляется по документу "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 73. Методика поверки", утверждённой ФГУП ВНИИР 19.11.10 г.
Перечень основных средств поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, верхний предел диапазона измерений объёмного расхода 1100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000 с программным обеспечением, пределы допускаемой относительной погрешности при вычислениях объёма и массы нефти ± 0,0015 %; пределы допускаемой относительной погрешности при вычислениях метрологических характеристик преобразователей расхода ± 0,005 %;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- 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.;
- манометр грузопоршневой МП-60 I или II разряда с пределами допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,02 % или ± 0,05 % соответственно.
Сведения о методах измерений
В системе применен прямой метод динамических измерений массы брутто нефти, приведенный в инструкции "ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 73 ОАО "Черномортранснефть", зарегистрированной в Федеральном реестре под № ФР.1.29.2004.01222.
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".
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
