Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" (далее - система) предназначена для ввто-матических измерений массы и параметров нефти сырой при проведении внутрихозяйственного учета.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой 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 узла измерительных линий (УИЛ), узла измерений параметров нефти сырой (далее - УИК), узла подключения передвижной поверочной установки, раздельных закрытых систем дренажа учтенной и неучтенной нефти, 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 измерительных линий (двух рабочих и одной контрольнорезервной) измерительных каналов массы сырой нефти, температуры, давления, объемной доли воды в сырой нефти в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 в комплекте с измерительными преобразователями 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 13425-06;
- термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированными выходными сигналами ТСПУ модели 65-644, Госреестр № 27129-04;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
- влагомер поточный модели F (далее - ВП), Госреестр № 25603-03;
- измерительно - вычислительный контроллер 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 (АРМ) оператора системы с аттестованным программным обеспечением "Rate АРМ оператора УУН" свидетельство ФГУП ВНИИР о метрологической аттестации программного обеспечения № 182101-08 от 24.10.2008 г.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МПТИ, Госреестр № 26803-06;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, Госреестр № 303-91.
Для проведения поверки СРМ используется передвижная поверочная установка с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,11 %.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты.
Схема установки пломб, несущих на себе оттиски поверительных клейм, на фланцах СРМ представлена ниже
Схема нанесения оттиски поверительных клейм на пломбировачную мистику нанесенную на винт с чашкой на задней панели контроллера измерительно-вычислительного OMNI-6000 представлена ниже
На стекло или на мастику, нанесенную на шляпку соединительного винта с пломбировочной чашкой на корпусе манометра для точных измерений типа МПТИ, или на пломбу, установленную на контровочной проволоке, пропущенной через отверстие стопорного винта крышки и специального отверстия на выступе крышки, наносят оттиск поверительного клейма или наклеивают наклейку на стыке корпуса и крышки
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, Госреестр № 15066-09, комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе PLC «Allen Bradley», Госреестр № 42664-09, и операторские станции на базе ПО «RATE АРМ оператора УУН», свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 182101-08) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. 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 короролрера измерительно-вычислительного OMNI 6000 | Алгоритмы вычленейий и программа обработки ееулль-татов изеереийй объема и массы нефти инефтепродук-тов, тпрeрорeниямeтpoлеги-ческих xaаaорepиоеик щоеоб-разоваорля расхода | 24.75.01 | EBE1 | По ГОСТ Р 34.1194 «Информационная технология. Криптографиче -ская защита информации. Функция хэширования» |
| 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 |
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 1.
Т а б л и ц а 1 - Основные метрологические и технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Зтакиние характеристики |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Рабочий диапазон расхода, т/ч | От 100 до40 0 |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (2 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
| Рабочий диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа | От 1,2 до 3,2 |
| Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С | От 10 до 25 |
| Массовая доля воды, %, не более | 84 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в измеряемой среде, %: при измерении в диапазоне от 0 % до 75 % при измерении в диапазоне св. 70 % до 100 % | ± 0,74 ± 1,40 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры измеряемой среды, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления измеряемой среды, % | ± 0,4 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ± 0,24 |
| Средний срок службы системы, не менее | 10 лет |
| Режим работы системы | Постоянный, автоматизированный |
| Параметры электропитания: |
| - напряжение переменного тока, В | 380 (3-х фазное, 40 Гц) 220±22 (однофазное, 40 Гц) 24 (постоянного тока) |
| Климатические условия эксплуатации системы: |
| Температура окружающего воздуха, °С: | |
| - на наружной площадке | От минус 38 до 32 |
| - в помещениях, где установлено оборудование системы, не менее | 4°С |
| - в помещении операторной | От 18 до 24°С |
| - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % | От 44 до 80 |
| - относительная влажность окружающего воздуха, % | От 45 до 85 |
| - атмосферное давление, кПа | От 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации типографским способом. Рядом со знаком утверждения типа, указывается номер и дата выдачи свидетельства об утверждении типа.
Комплектность
- система измерений количества и паамметоввнффтисырой находоде СНС-2АТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", 1 шт., заводской № 01;
- ивстаукция по эксплуатации системы;
- ивстаукция "ГСИ. Система измеаевий количества и паааметаов вефти сыаой ва выходе дНС-2- ТТТ "ЛУКОЙЛ-Усивсквефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Методика повеаки".
Поверка
осуществляется по ивстаукции "ГСИ. Система измеаевий количества и паааметаов вефти сыаой ва выходе дНС-2- ТТТ "ЛУКОЙЛ-Усивсквефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Методика повеаки", утвеаждеввой ФГУТ "ВНИИР" в декабае 2010 г.
Освоввые саедства повеаки:
- уставовка эталоввая массоизмеаительвая мобильвая "МЭМУ", веахвий паедел изме-аевий аасхода 400 т/ч, паеделы допускаемой освоввой отвосительвой погаешвости измеаевий ± 0,11 %;
- пеаедвижвая повеаочвая уставовка 1-го аазаяда, паеделы допускаемой отвоситель-вой погаешвости измеаевий ± 0,05 %;
- калибаатоа темпеаатуаы модели -ТС 156 В, диапазов воспаоизводимых темпеаатуа от мивус 27 °С до 155 °С, паеделы допускаемой абсолютвой погаешвости ± 0,04 °С;
- устаойство для повеаки втоаичвой измеаительвой аппааатуаы узлов учета вефти и вефтепаодуктов УТВ-, паеделы допускаемой абсолютвой погаешвости воспаоизведевий силы постояввого тока ± 3 мк- в диапазове от 0,5 до 20 м-, паеделы допускаемой отвосительвой погрешности воспроизведений частоты и периодалодовввияя ммуулеовв ± 5i0O"4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, паеделы допускаемой абсолютвой погаешвости воспаоизведевий количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5 * 108 имп;
- кауибратор мвогофувкциоваулвый модеуи ASC300-R, диапазов измеревий от 0 до 206 Бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.
допускается применятл средства измерений с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками средств измерений перечисленных выше.
Сведения о методах измерений
для измерения массы сырой нефти применяют прямой метод динамических измерений массы сырой нефти, приведенный в инструкции "ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений количества и параметров нефти сырой на выходе дНС-2- ТТТ «ЛУКОЙЛ-УСИНСКНЕФТЕГ-З» ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ» (свидетеллство об аттестации № 106/2301-(01.00250-2008)-2011, аттестована ФГУТ «ВНИИМ им. д.И. Менделеева» 16.02.2011).
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".
1 ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".
2 ГОСТ Р 8.615-2005 "ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования".
3 МИ 2693-2001 Рекомендация. "ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения".
4 Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-2А ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Методика поверки".
