Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти НПС «Тайшет» Иркутского РНУ ООО «Востокнефтепровод» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при осуществлении товарообменных операций между ОАО «Транссибнефть» и ООО «Востокнефтепровод».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью турбинных преобразователей объемного расхода. Выходные электрические сигналы с турбинных преобразователей объемного 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), стационарной трубопоршневой поверочной установки, поверочной установки (ПУ) на базе эталонных мерников 1-го разряда, узла подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки (далее -передвижная ТПУ), 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 четырех (трёх рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов объема нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ250-2000N (далее - ТПР), Госреестр №15427-06;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, Госреестр № 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, Госре-естр №15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, Госреестр №14557-10;
- расходомер UFM 3030, Госреестр № 32562-09;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-05, с преобразователями измерительными 644, Госреестр № 14683-09.
В систему обработки информации (СОИ) системы входят:
- контроллеры измерительные FloBoss S600 с функцией резервирования, Госреестр № 38623-08, свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритмов вычислений № 1551014-06 от 12.12.2006;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы на базе комплекса программного «OZNA-Flow v.2.1», свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного обеспечения автоматизированного рабочего места оператора № 40014-11 от 31.03.2011 г.;
- контроллеры программируемые Simatic S7-400 с функцией резервирования, Госре-естр № 15773-06.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МТИ, Госреестр № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 1 и № 2, Госреестр № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- 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 контрольного ТПР;
- проведение поверки и КМХ ТПР с применением стационарной трубопоршневой поверочной установки;
- 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;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллеры измерительные FloBoss S600, контроллер программируемый Simatic S7-400, комплекс программный «OZNA-Flow v.2.1») 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 контроллера измерительного FloBoss S600 (основной) | Linux Bi-nary.app | 06.09c | - | CRC 32 |
| ПО контроллера измерительного FloBoss S600 (резервный) | Linux Binary.app | 06.09c | - | CRC 32 |
| ПО комплекса программного «OZNA- Flow v.2.1» | ОЗНА-Flow | v 2.1 | 64C56178 | CRC 32 |
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.
Таблица 2
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Рабочий диапазон расхода измеряемой среды, м3/ч | От 400 до 4930 |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (3 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
| Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | От 815 до 885 |
| Рабочий диапазон кинематической вязкости измеряемой среды при 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, мм2/с (сСт) | От 2 до 60 |
| Верхний предел рабочего диапазона избыточного давления измеряемой среды, МПа | 4,0 |
| Максимальное расчетное избыточное давление измеряемой среды, МПа | 5,1 |
| Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С | От минус 5 до 40 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности измеряемой среды, кг/м3 | ± 0,36 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений динамической вязкости измеряемой среды, % | ± 1,0 |
| 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 |
| Напряжение питания, В | 380 (3-х фазное, 50 Гц) 220±22 (однофазное, 50 Гц) |
| Климатические условия эксплуатации системы: |
| - температура окружающего воздуха, °С | От минус 42 до 35 |
| - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С | От18 до 35 |
| - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % | 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 НПС «Тайшет» Иркутского РНУ ООО «Востокнефтепровод», 1 шт., заводской № 102;
- инструкция по эксплуатации системы;
- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти НПС «Тайшет» Иркутского РНУ ООО «Востокнефтепровод». Методика поверки».
Поверка
осуществляется по документу МП 48769-11 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти НПС «Тайшет» Иркутского РНУ ООО «Востокнефтепровод». Методика поверки», утвержденной ФГУП ВНИИР 17 декабря 2010 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная фирмы «Daniel Measurement and Control Inc./Division of Emerson Process Management», США, с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 1775 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % при поверке с применением ПУ на базе эталонных мерников 1-го разряда или ± 0,1 % при поверке с применением передвижной ТПУ;
- контроллер измерительный FloBoss S600, пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения объема, расхода и массы нефти, пределы допускаемой относительной погрешности измерений расхода, объема, массы жидкости: ± 0,01 %, пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерения силы тока: ± 0,04 %;
- 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 допускаемой основной погрешности ± 0,025% от верхнего предела измерений.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в МИ 3127-2008 «Рекомендация. ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти НПС «Тайшет» Иркутского РНУ» (свидетельство об аттестации МВИ № 69009-08).
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 Техническая документация 0217.00.00.000 «Система измерений количества и показателей качества нефти. Иркутское РНУ НПС «Тайшет».
Рекомендации к применению
