Система измерений количества и показателей качества нефти №73

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 3651 от 19.07.11 п.25
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 43252
Примечание 03.06.2014 заменен на 47264-14
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ Р 8.595-2004
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение типа средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций на НПС "Махачкала" ОАО "Черномортранснефть".

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 с помощью преобразователей массового расхода. Выходные сигналы измерительных преобразователей расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы измерительновычислительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.

Система состоит из трех рабочих и одного резервного измерительных каналов массы нефти и измерительных каналов температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти.

В состав системы и входят следующие средства измерений:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 13425-06;

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;

- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22257-01 с измерительным преобразователем 644, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14683-00;

- преобразователь давления измерительный 3051, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-99;

- измерительно-вычислительный контроллер OMNI 6000, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15066-01;

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 20054-01;

- 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 брутто нефти и массового расхода нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, 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;

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Система расположена на НПС "Махачкала" ОАО "Черноморнефть", г. Махачкала, Республика Дагестан, РФ.

Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в измерительновычислительных контроллерах OMNI 6000 и в и автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора системы. ПО обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую 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, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификационные данные ПО, реализованные в контроллерах измерительно-

вычислительных OMNI 6000 и в АРМ оператора системы, 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 основного

OMNI 6000

ПО контроллера измерительновычислительного OMNI 3000/6000

v24.75.01

0942

ПО резервного OMNI 6000

ПО контроллера измерительновычислительного OMNI 3000/6000

v24.75.01

EBE1

ПО АРМ оператора системы

"RATE АРМ оператора УУН", РУУН 2.1-07 АВ

2.1.1.1

ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000 имеет свидетельство об аттестации алгоритма и программного обеспечения № 2301-05м-2009, выданное ВНИИМ им. Д.И. Менделеева, 15.10.09 г.

ПО АРМ оператора системы имеет свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 802-08, выданное ФГУП ВНИИР, 10.12.07 г.

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

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия"

Массовый расход, т/ч

От 120 до 800

Плотность нефти при рабочих условиях, кг/м3

От 840 до 930

Кинематическая вязкость нефти при рабочих условиях, сСт

От 15 до 120

Давление нефти в системе, МПа

От 3,0 до 6,3

Температура нефти, °С

От 5 до 35

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Содержание свободного газа

Не допускается

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

± 0,25

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

± 0,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры, °С

± 0,2

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3

± 0,3

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, %

± 0,05

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений кинематической вязкости нефти, %

± 1,0

Электроснабжение

380 В, трехфазное, 50 Гц

220 В, однофазное, 50 Гц

Категория электроснабжения по документу "Правила устройства электроустановок" (ПУЭ)

1

Средний срок службы, год, не менее

10

Режим работы

Непрерывный

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом, при этом указывают номер свидетельства об утверждении типа и дату его выдачи.

Комплектность

Наименование

Количество

Обозначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 73, заводской № 01

1 шт.

Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 73

1 экз.

И-17.020.00-ЧТН-069-10

Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 73. Методика поверки", утвержденная ФГУП ВНИИР в ноябре 2010 г.

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 73. Методика поверки", утверждённой ФГУП ВНИИР 19.11.10 г.

Перечень основных средств поверки:

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, верхний предел диапазона измерений объёмного расхода 1100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000 с программным обеспечением, пределы допускаемой относительной погрешности при вычислениях объёма и массы нефти ± 0,0015 %; пределы допускаемой относительной погрешности при вычислениях метрологических характеристик преобразователей расхода ± 0,005 %;

- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до 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.;

- манометр грузопоршневой МП-60 I или II разряда с пределами допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,02 % или ± 0,05 % соответственно.

Сведения о методах измерений

В системе применен прямой метод динамических измерений массы брутто нефти, приведенный в инструкции "ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 73 ОАО "Черномортранснефть", зарегистрированной в Федеральном реестре под № ФР.1.29.2004.01222.

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.

Развернуть полное описание