Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 626 (далее - система) предназначена для:
- измерений массы брутто нефти прямым методом динамических измерений;
- измерений технологических и качественных параметров нефти;
- отображения (индикации) и регистрации результатов измерений, при компаундировании нефтью Тэбукской группы ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и при проведении учетных операций по сдаче нефти ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУ-КОЙЛ-Коми» в систему магистральных нефтепроводов ОАО «СМН» (ОАО «АК «Транснефть») на УКСН ПСП «Ухта».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы со счетчиков-расходомеров массовых 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, скомплектованной из компонентов серийного отечественного и импортного производства, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), стационарной трубопоршневой поверочной установки, места для подключения передвижной поверочной установки, 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 контрольно-резервного) измерительных каналов массы (массового расхода) нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 45115-10;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;
- установка поверочная стационарная трубопоршневая Прувер С-280-40-0,05 (далее -ТПУ), тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 23465-02;
- расходомер-счетчик ультразвуковой многоканальный УРСВ «ВЗЛЕТ МР», тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 28363-04;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;
- датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 39539-08.
- преобразователи давления AUTROL мод. АРТ3100, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 37667-08
В систему обработки информации (СОИ) системы входят:
- измерительно-вычислительный комплекс «OCTOPUS-L» («ОКТОПУС-Л»), тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 43239-09, свидетельство ФГУП ВНИИР о метрологической аттестации программного обеспечения № 11504-12 от 06.07.2012;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы на базе программного обеспечения «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство ФГУП ВНИИР о метрологической аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27.12.2011;
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений МТИ 1216, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 и № 3, тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, вязкости и плотности нефти;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- автоматизированное измерение объемной доли воды;
- автоматизированное измерение плотности нефти;
- автоматизированное измерение вязкости нефти;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с применением контрольного СРМ;
- проведение поверки и КМХ СРМ с применением ТПУ и преобразователя плотности;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение (ПО) системы 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 (несвязанные 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 измерительно вычислительный комплекс «OCTOPUS-L» («ОКТОПУС-Л») | Formula.o | 6.05 | DFA87DAC | CRC32 |
| ПО «RATE APM оператора УУН» | «Rate АРМ оператора УУН» РУУН 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 АРМ-оператора системы 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 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Расход измеряемой среды, т/ч | От 40 до 100 |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (2 рабочих, 1 контрольнорезервная) |
| Плотность измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3 | От 870,8 до 937,1 |
| Кинематическая вязкость измеряемой среды, мм2/с (сСт) | От 110 до 600 |
| Диапазон измерений давления, МПа | От 0,1 до 1,6 |
| Температура измеряемой среды, °С | От плюс 40 до плюс 70 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Содержание свободного газа, % | Не допускается |
| 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 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Средний срок службы системы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти № 626, 1 шт., заводской № 518/2012;
- инструкция по эксплуатации системы;
- инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 626. Методика поверки».
Поверка
осуществляется в соответствии с инструкцией МП 51430-12 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 626», утвержденной ФГУП ВНИИР 5 июля 2012 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная стационарная трубопоршневая Прувер С-280-40-0,05 (далее -стационарная ТПУ), с верхним пределом диапазона измерений 280 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- 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.;
- установка пикнометрическая ООО «ИМС Индастриз» с диапазоном измерений от 650 до 1100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;
- вискозиметр Штабингера SVM 3000, пределы допускаемой относительной погрешности измерений вязкости в диапазоне от 0,2 до 3 мПа •с составляет 0,5 %, от 3 до 10000 мПа •с -0,5 %, в диапазоне свыше 10000 мПа^с - 1,0 %;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 24 °С до плюс 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R, диапазон измерений от 0 до 20,6 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025% от верхнего предела измерений;
- влагомер эталонный лабораторный товарной нефти ЭУДВН-1л, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды ± 0,03 %.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в «ГСИ. Масса нефти. Система измерений количества и показателей качества нефти № 626 Ярегского месторождения, поступающей на УКСН ПСП «Ухта» для компаундирования нефтью Тэбукской группы ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.002572008/107014-12, зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номер ФР.1.29.2012.12465.
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 626. Методика поверки».
3 . ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
Рекомендации к применению
