Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения массы и показателей качества нефти, сдаваемой ОАО «Нижневартовское управление магистральных нефтепроводов».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением преобразователей расхода, плотности нефти с применением преобразователя плотности или в лаборатории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразователей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет комплекс измерительновычислительный как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет АРМ-оператора как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), 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 объема брутто нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N (далее - ТПР), Госре-естр № 15427-01;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-99;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 в комплекте с преобразователями измерительными 644, Госреестр № 14683-00;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), Гос-реестр № 15644-01;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), Госреестр № 14557-01;
- стационарная трубопоршневая поверочная установка «Прувер С-500» (далее - ТПУ), Госреестр №17630-98;
- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT-97 (далее - ТПР), Госреестр № 22214-01.
В систему обработки информации системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» с функцией резервирования, Гос-реестр № 19240-11, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) № ПО-2550-03-2011, выданное ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 14.01.2011 г.
- автоматизированные рабочие места оператора системы с программным обеспечением «Rate-оператора УУН», свидетельство об аттестации программного обеспечения № 20902-11, выданное ФГУП «ВНИИР» 27.12.2011 г.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-61.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, объема, температуры, давления, плотности нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением ВП;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих ТПР с применением ТПУ;
- проведение поверки ТПР с применением ТПУ;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», автоматизированные рабочие места оператора системы ПО «Rate-оператора УУН») 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
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Другие идентификационные данные (если имеются) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Измерительновычислительный комплекс «ИМЦ-03» | 352.02.01 | 14C5D41A | _ | CRC32 |
| «RATE АРМ-оператора» РУ-УН 2.3-11 АВ | 2.3.1.1 | B6D270DB | _ | CRC32 |
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 ввода 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» 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 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 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч | От 140 до 480 |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | От 750 до 850 |
| Диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт) | От 1,5 до 20 |
| Давление, МПа: - минимально допустимое - максимально допустимое (расчетное) | 0,3 1,5 |
| Диапазон температуры, °С | от плюс 5 до плюс 40 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 6,0 |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
| Режим работы системы | Непрерывный |
| Напряжение переменного тока, В | 380 (трехфазное, 50 Гц) 220 (однофазное, 50 Гц) |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения, 1 шт., заводской № 01;
- инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения;
- документ «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения. Методика поверки». МП 0112-14-2013».
Поверка
осуществляется по документу МП 0112-14-2013 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 27 декабря 2013 г.
Основные средства поверки:
- ТПУ, наибольший расход рабочей среды 500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °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;
- установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м3;
- рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры капилляров 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность 0,02 %, 0,01 %, 0,005 %, 0,008 %, 0,007 %;
- установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 1,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,02 %;
- 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.
Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2008/277014-13 от 19 декабря 2013 г., регистрационный код по федеральному информационному фонду по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.16634.).
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
3 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.
