Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 624 на ПСП "Южное Хыльчую" (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти на ПСП "Южное Хальчую" ООО "Нарьянмарнефтегаз".
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 нефти. Выходные сигналы преобразователей массового расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss модели S600, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.
Система состоит из блока измерительных линий, имеющего две рабочие и одну контрольно-резервную измерительные линии (рабочие измерительные линии обеспечивают необходимый массовый расход при динамических измерениях массы), блока измерений показателей качества нефти, предназначенного для измерений температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в нефти, блока фильтров, блока эталонной поверочной установки.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 13425-06;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;
- датчики температуры 644, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 39539-08;
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 26803-06;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 44252-10;
- контроллер измерительный FloBoss модели S600, тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 38623-11.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций :
- автоматизированное измерение массы брутто нефти и массового расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в нефти;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, объёмной доли воды и плотности;
- измерение температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение (ПО) реализовано в контроллере измерительном FloBoss модели S600. 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 процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса).
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО приведены 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 контроллера измерительного FloBoss модели S600 | VxWorks | 5.53 | 40c1 2. 05.43b | CRC32 |
ПО имеет свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений контроллера измерительного FloBoss S600 № 15510114-06, выданное ФГУП ВНИИР 12.12.2006.
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) записываются 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 | Нефть по ГОСТ Р 518582002 "Нефть. Общие технические условия" |
| Диапазон измерений массового расхода при динамических измерениях массы, т/ч | От 150 до 500 |
| Диапазон измерений температуры измеряемой среды, °С | От 40 до 80 |
| Диапазон измерений избыточного давления измеряемой среды, МПа Избыточное давление нефти в системе, МПа: - рабочее; - минимально допускаемое; - максимально допускаемое | От 0 до 6,5 6,0 0,15 6,5 |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Диапазон измерений плотности измеряемой среды при температуре 20°С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 | От 829,9 до 836,4 |
| Диапазон измерений объёмной доли воды в измеряемой среде, % | От 0,01 до 0,50 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении температуры, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении избыточного давления, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении плотности, кг/м3 | ± 0,3 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности системы при измерении объемной доли воды, % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 624 на ПСП "Южное Хыльчую", заводской № 01 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | 1 экз. |
| Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 624 на ПСП "Южное Хыльчую". Методика поверки", утвержденная ФГУП ВНИИР 30.07.2012 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 52885-13 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 624 на ПСП "Южное Хыльчую". Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 30.07.2012.
Перечень основных средств поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB, максимальный объёмный расход 400 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- установка пикнометрическая переносная, диапазон измерений плотности от 600 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м3;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R с внешним модулем абсолютного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, предел допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до плюс 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- 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
В системе применен прямой метод динамических измерений массы нефти. Методика измерений приведена в документе "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на ПСП "Южное Хыльчую", зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2012.12711.
Нормативные документы
1. ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".
2. ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций, выполнение работ по расфасовке товаров.
