Назначение типа средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и параметров сырой нефти при проведении учетных операций на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения.
Описание
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные сигналы измерительных преобразователей расхода, температуры, давления, объемной доли воды в сырой нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы измерительновычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нём алгоритму.
Система состоит из рабочего и контрольно-резервного измерительных каналов массы сырой нефти, измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, объёмного расхода сырой нефти в блоке измерений параметров сырой нефти, разности давления на фильтрах.
В блоке измерений параметров сырой нефти предусмотрено место для подключения поточного преобразователя плотности жидкости модели 7835.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 13425-06;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-05;
- счетчик нефти турбинный МИГ, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 26776-08;
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22257-05, с измерительным преобразователем 244, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14683-09;
- преобразователь давления измерительный 3051, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-04;
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 90 модели 2820, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 24874-03, в комплекте с преобразователем измерительным сигналов от термопар и термометров сопротивления dTRANS T01, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 24931-08;
- преобразователь давления измерительный серии 40 мод. 4385, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 40494-03;
- датчик давления Метран-100, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22235-08;
- комплекс измерительно-вычислительный "ИМЦ-03", зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 19240-05;
- манометр для точных измерений типа МТИ, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 1844-63;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы и массового расхода сырой нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти;
- автоматическое измерение температуры, давления, объемной доли воды в сырой нефти;
- вычисление массы нетто сырой нефти с использованием результатов измерений массы сырой нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, объёмной доли воды, плотности;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- защита программного обеспечения системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в комплексе измерительно-вычислительном "ИМЦ-03" и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора системы.
ПО 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).
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентифика-
ции, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО, реализованные в комплексе измерительно-
| вычислительном "И | 1МЦ-03" и в АРМ опе] | ратора системы, п | риведены в таблице |
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО комплекса измерительновычислительного "ИМЦ-03" | "Алгоритм вычислений сырой нефти. Массомеры" РХ.310.02.02.00 АВ | v22.05 | | |
| ПО АРМ оператора системы | "АРМ оператора СИКНС на ДНС-1" | vl.02 | 7С1Е | CRC |
ПО комплекса измерительно-вычислительного "ИМЦ-03" имеет свидетельство об аттестации алгоритма и программы комплекса "ИМЦ-03" №2420/75, выданное ВНИИМС 25.04.00.
ПО АРМ оператора системы имеет свидетельство о метрологической аттестации алгоритма и программы обработки результатов измерений № 277014-10, выданное ВНИИР 05.10.10.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. 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. ПО системы имеет уровень защиты C (в соответствии с МИ 3286-2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).
Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Сырая нефть |
| Диапазон расхода, т/ч | От 15 до 45 |
| Давление измеряемой среды в системе, МПа | От 0,5 до 2,5 |
| Температура измеряемой среды, °С | От 5 до 25 |
| Плотность измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3 | От 900 до 929 |
| Объёмная доля воды в измеряемой среде, %, не более | 10 |
| Содержание свободного газа в измеряемой среде | Не допускается |
| Режим работы системы | Периодический |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, % | ± 0,15 |
| Напряжение питания, В | 380, трехфазное, 50 Гц 220, однофазное, 50 Гц |
| Средний срок службы, год, не менее | 8 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации и паспорта типографским способом, при этом указывают номер свидетельства об утверждении типа и дату его выдачи.
Комплектность
| Наименование | Количество | Обозначение |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения, заводской № 01 | 1 шт. | 55-07-23 |
| Руководство по эксплуатации на систему измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения | 1 экз. | 55-07-23-РЭ |
| Паспорт на систему измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения | 1 экз. | 55-07-23-ПС |
| Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения. Методика поверки", утверждена ФГУП "ВНИИР" 01.11.10. | 1 экз. | |
Поверка
осуществляется по документу МП 49609-12 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения. Методика поверки", утверждённой ФГУП "ВНИИР" 01.11.2010 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- мобильная эталонная установка поверки СИКН МЭУ-100-4,0, верхний предел измерений массового расхода 210 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,11 %;
- комплекс измерительно-вычислительный "ИМЦ-03", пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объема, массы ± 0,05 %;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °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), предел допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений, внешний модуль абсолютного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, предел допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
- 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 5x108 имп.
Допускается использование других средств поверки с метрологическими характеристиками, не уступающими указанным.
Сведения о методах измерений
В системе применен прямой метод динамических измерений массы сырой нефти, приведенный в инструкции "ГСИ. Масса нефти сырой. Методика выполнения измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения", зарегистрирована в Федеральном реестре методик выполнения измерений под № ФР.1.29.2008.04287.
Нормативные документы
1. ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".
2. Техническая документация ООО "НПП "ГКС".
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
