Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении приемо-сдаточных операций между ОАО «Верхневолжскнефтепровод» и ЗАО «Рязанская НПК».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей расхода жидкости, поточных преобразователей плотности жидкости, преобразователей температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, блока фильтров, системы сбора и обработки информации, системы дренажа, блока измерений показателей качества нефти (далее -БИК), стационарной поверочной установки, узла регулирования расхода и давления, узла отбора проб, узла подключения передвижной поверочной установки.
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 измерительных каналов объема (объемного расхода) нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, объемного расхода нефти в БИК и системы сбора и обработки информации, в которые входят средства измерений, указанные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1
| Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Г осу-дарственном реестре средств измерений под № |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM (далее -преобразователи расхода) | 16128-10 |
| Датчики температуры 644, 3144Р | 39539-08 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-99 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-04 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-10 |
| Датчики давления Метран - 150 | 32854-09 |
| Преобразователь плотности измерительный модели 7835 | 15644-96 |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный моделей 7835 | 52638-13 |
| Преобразователь плотности и вязкости измерительный модели 7827 | 15642-96 |
Окончание таблицы 1
| Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Г осударственном реестре средств измерений под № |
| Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827 | 15642-01 |
| Устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951 | 15645-96 |
| Устройство измерения параметров жидкости и газа модели 7951 | 15645-01 |
| Манометры для точных измерений типа МТИ | 1844-63 |
| Манометры показывающие для точных измерений МПТИ | 26803-11 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| Расходомер жидкости ультразвуковой «Fluxus» | 29099-05 |
| Контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011) | 38623-11 |
| Блоки обработки данных «VEGA-03» | 20498-00 |
| Контроллеры программируемые Simatic S7-400 | 15773-11 |
Для поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода применяют установку поверочную трубопоршневую двунаправленную ВНР-1900 «Вэдьэпсер» (Венгрия) II-го разряда, заводской номер 80799, аттестат испытания №6256/1980.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результаты измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллер измерительный FloBoss S600+, основное и резервное автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора (свидетельство ФГУП ВНИ-ИР о метрологической аттестации алгоритмов и программы обработки результатов измерений № 225014-12 от 11.09.2012) 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 2.
Т а б л и ц а 2
| Наименование ПО | Идентиф икационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Операционная система FloBoss модели S600+ (рабочий и резервный) | LinuxBinary.app | 06.09е/09е | 0259 | CRC 16 |
| АРМ оператора БИЛ СИКН № 437 «ГКС РАСХОД НТ БИЛ» (основное и резервное) | mass_netto.pas | - | 7673463c | 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 дисплее контроллера измерительного FloBoss S600+ и дисплее компьютера АРМ оператора. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по метрологически 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 «C» 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 3.
Т а б л и ц а 3
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч | От 409 до 3944 |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 |
| Диапазон измерений плотности, кг/м3 | От 865,5 до 885,5 |
| Диапазон измерений кинематической вязкости, мм2/с (сСт) | От 14 до 36 |
| Диапазон измерений давления в системе, МПа | От 0,2 до 0,6 |
| Диапазон измерений температуры измеряемой среды, °С | От плюс 3,8 до плюс 18,7 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто измеряемой среды, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении плотности измеряемой среды, кг/м3 | ± 0,3 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении температуры измеряемой среды, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой основной приведенной погрешности системы при измерении вязкости измеряемой среды, % | ± 1,0 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении давления измеряемой среды, % | ± 0,5 |
| Режим работы | Непрерывный |
| Средний срок службы системы, не менее | 10 лет |
| Параметры электропитания: |
| - напряжение переменного тока | 380 В, трехфазное, 50 Гц 280 В, однофазное, 50 Гц |
| Климатические условия эксплуатации системы: |
| - температура окружающего воздуха, °С | От минус 41 до плюс 38 |
| - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С, не менее | Плюс 15 |
| - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % | От 30 до 80 |
| - относительная влажность окружающего воздуха, % | От 55 до 98 |
| - атмосферное давление, кПа | От 84 до 106,7 |
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ», заводской № 437, 1 шт.;
- инструкция по эксплуатации основной схемы учета (ОСУ) системы измерений
количества и показателей качества (СИКН) нефти № 437, 1 экз.;
- руководство пользователя АРМ оператора, 1 экз.;
- документ МП 0030-14-2012 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ». Методика поверки», 1 экз.;
- паспорт, 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0030-14-2012 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 06 декабря 2012.
Основные средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная ВНР-1900 «Вэдьэпсер» (Венгрия) II-го разряда диапазон расхода измеряемой среды от 190 до 1900 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1;
- калибратор температуры модели АТС 157 В с внешним эталонным датчиком STS100 A901, диапазон воспроизводимых температур от минус 45 °С до 155 °С, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- установка пикнометрическая, диапазон измерений от 600 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;
- многофункциональный калибратор давления MC5-R-IS, диапазон измерений избыточного давления от 0 до 10 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± (0,015 % ИВ + 0,01% ВПИ);
- 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.
Сведения о методах измерений
Для измерения массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений, изложенный в документе МИ 0520-2012 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ ОАО «Верхневолжскнефтепровод» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2008/208014-12 от 31.08.2012, код регистрации в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2012. 13321).
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»;
3. Техническая документация общества с ограниченной ответственностью «Научнопроизводственное предприятие «ГКС».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли.
