Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти ООО "СК "РУСВЬЕТПЕТРО"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 4397 от 11.08.11 п.06
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 43522
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация 0375.00.00.000
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти, перекачиваемой с площадки ЦПС по двум направлениям: южное -на ПСП «Мусюршор» и северное - на ПСП «Варандей».

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 входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока подключения передвижной поверочной установки (далее -ППУ), 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 трех* (двух рабочих, одного 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 644, Госреестр № 14683-09;

- влагомер нефти поточный 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.;

- автоматизированное рабочее место инженера.

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.

* При подключении четырех дополнительных измерительных линий число измерительных каналов массы брутто нефти увеличится до семи (пяти рабочих, двух резервных).

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

Лист № 2

Всего листов 5

- 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 поверки и КМХ СРМ с применением ППУ или 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 измерительно-вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-09, контроллер программируемый логический PLC Modicon, Гос-реестр № 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 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 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 «RATE АРМ оператора УУН»

«Rate АРМ оператора УУН» РУУН 2.1-07 АВ

1.5.0.1

7cc3c6f61 e77643578b3dd b1b5079a0b7e f1d5921e5789ffd40e 261c6718ecce

По ГОСТ Р 34.11

Лист № 3

Всего листов 5

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». И МИ 3286-2010 «Рекомендация. Поверка 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.

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 155 до 250

Максимальный расход при подключении четырех дополнительных измерительных линий, т/ч, не более

603

Количество измерительных линий, шт.

3 (2 рабочих, 1 резервная)

Количество измерительных линий при подключении четырех дополнительных измерительных линий, т/ч, не более

7 (5 рабочих, 2 резервных)

Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3

От 862 до 892,2

Верхний предел диапазона давления измеряемой среды, МПа

5,95

Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С

От 45 до 70

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

Окончание таблицы 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы

Наименование характеристики

Значение характеристики

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, 50Гц) 24 (переменный ток)

Климатические условия эксплуатации системы:

- температура окружающего воздуха, °С

От минус 53 до 34

- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °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

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

- оперативная система измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО», 1 шт., заводской № 01;

- инструкция по эксплуатации системы;

- инструкция «ГСИ. Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки».

Поверка

осуществляется по документу «Инструкция. ГСИ. Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИР» в ноябре 2010 г.

Основные средства поверки:

- ППУ с диапазоном измерений расхода измеряемой среды, позволяющим проводить поверку СРМ в их рабочем диапазоне массового расхода нефти, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % или ± 0,1 %;

- ПУ с диапазоном измерений объемного расхода измеряемой среды от 0,473 до 568 м3/ч, пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

- ПП 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

Лист № 5

Всего листов 5 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.

Допускается использование других средств поверки с метрологическими характеристиками, не уступающими указанным.

Сведения о методах измерений

Для измерений массы нефти применяют прямой метод динамических измерений массы брутто нефти, реализованный в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений оперативной системой измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬ-ЕТПЕТРО» (свидетельство об аттестации МВИ № 2550-05-2010 от 08 июня 2010 г.).

Нормативные документы

1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

2 Техническая документация 0375.00.00.000 «Оперативная система измерений количества и показателей качества нефти ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО».

Рекомендации к применению

Развернуть полное описание