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
