Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТ-ПЕТРО» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти на ПСП «Мусюршор».
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, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока поверочной установки, узла подключения поверяемых преобразователей расхода, системы дренажа и 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 трех (двух рабочих, 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 измерительными преобразователями 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 13425-06;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП), Госре-естр № 15644-06;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-05, с преобразователями измерительными 644Н, Госреестр № 14683-09;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм исполнения т2, Госреестр №14557-05;
- расходомер UFM 3030 модификации UFM 3030К, Госреестр № 32562-09;
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-09, свидетельство ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» об аттестации алгоритма и программного обеспечения средств измерений № 2301-05м-2009 от 15 октября 2009 г.;
- контроллер программируемый логический PLC Modicon, Госреестр № 18649-07;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы (основное и резервное).
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-06;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 и № 3, Госреестр № 303-91.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) СРМ используется установка поверочная SYNCROTRAK (CALIBRON) серии S (далее - ПУ), Госре-естр № 44420-10, в комплекте с турбинным преобразователем расхода и ПП.
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 рабочих СРМ с применением контрольно-резервного СРМ;
- проведение поверки КМХ СРМ с применением ПУ;
- 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 (контроллеры измерительновычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-09, контроллер программируемый логический PLC Modicon, Госреестр № 18649-07, и операторские станции на базе ПО «RATE АРМ оператора УУН», свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 802-08) 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 контроллера измерительновычислительного OMNI 6000 (основной) | Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений объема и массы нефти и нефтепродуктов, определения метрологических характеристик преобразователя расхода | 24.75.01 | EBE1 | По ГОСТ Р 34.1194 «Информационная технология. Криптографическая защита информации. Функция хэширования» |
| ПО контроллера измерительновычислительного OMNI 6000 (резервный) | Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений объема и массы нефти и нефтепродуктов, определения метрологических характеристик преобразователя расхода | 24.75.01 | EBE1 | По ГОСТ Р 34.11 |
| ПО контроллера измерительновычислительного OMNI 6000 (поверочный) | Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений объема и массы нефти и нефтепродуктов, определения метрологических характеристик преобразователя расхода | 24.75.01 | EBE1 | По ГОСТ Р 34.11 |
| ПО «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 |
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 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».
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 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Рабочий диапазон расхода, т/ч | от 113 до 226 |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (2 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
| Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | От 863 до 900 |
| Рабочий диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа | От 5,6 до 5,9 |
| Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С | От 40 до 65 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| 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 |
| Параметры электропитания: |
| - напряжение переменного тока, В | 380 (3-х фазное, 50 Гц) |
| Климатические условия эксплуатации системы: |
| - температура окружающего воздуха, ° С | От минус 53 до 34 |
| - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование, °С, не менее | 5 |
| - 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
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 ООО «СК «РУСВЬЕТ-ПЕТРО», 1 шт., заводской № 01;
- инструкция по эксплуатации системы;
- инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки».
Поверка
осуществляется в соответствии с инструкцией «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИР» в ноябре 2010 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная SYNCROTRAK (CALIBRON) серии S с диапазоном измерений объемного расхода измеряемой среды от 0,473 до 568 м3/ч, пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 с диапазоном измерений от 300 до 1100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,3 кг/м3;
- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы продукта ± 0,005 %;
- 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.;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор давления АРС 03, диапазон измерений от 0 до 200 бар, приведенная погрешность ± 0,05 %.
Сведения о методах измерений
Для измерения массы нефти применяют прямой метод динамических измерений массы брутто нефти, приведенный в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТ-РО» (свидетельство об аттестации МВИ № 2550-04-2010 от 08 июня 2010 г.).
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 51858-2002 «ГСИ. Нефть. Общие технические условия».
2 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
3 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
4 ГОСТ Р 8.625-2006 «ГСИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний».
5 ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».
6 ГОСТ 28498-90 «Термометры жидкостные стеклянные. Общие требования. Методы испытаний».
7 ПР 50.2.006-94 «ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений».
8 «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти».
9 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
Рекомендации к применению
