Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 802 (далее - система), предназначена для измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ООО СП "Ваньеганнефть" и ОАО "ТНК-Нижневартовск".
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности жидкости, преобразователей температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей 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 из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, узла подключения передвижной поверочной установки, систем дренажа, промывки и обработки информации.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией.
Система состоит из четырех (трех рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов объема (объемного расхода) нефти, системы сбора и обработки информации, а также измерительных каналов плотности, температуры, избыточного давления, разности давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода в блоке измерений показателей качества нефти, в которые входят средства измерений, указанные в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N модели TZ100-300N (далее - ТПР) | 15427-01 |
| Преобразователи измерительные 644 | 14683-00 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-99 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | 15644-06 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-10 |
| Счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 | 22214-01 |
| Манометры для точных измерений типа МТИ, МПТИ | 1844-63 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-03 (свидетельство ФГУП "ВНИИМ им. Д.И. Менделеева" о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) № ПО-2550-03-2011 от 14.01.2011) | 19240-11 |
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результаты измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с МИ 3002-2006 "ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок".
Программное обеспечение (ПО) системы (Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-03, АРМ оператора на базе программного комплекса "RATE APM оператора УУН", свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27 декабря 2011 г.) 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 2.
Таблица 2
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 | Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03. «Нефть, нефтепродукты. Преобразователи объемного расхода». Алгоритмы вычислений. РХ 342.01.01.00 АВ | 342.01.01 | 1FEEA203 | CRC 32 |
| ПО "RATE АРМ оператора УУН" | Программный комплекс "Rate АРМ оператора УУН". Алгоритмы вычислений. | 2.3.1.1 | B6D270DB | CRC 32 |
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 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 "C" 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 3.
Таблица 3
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" |
| Диапазон измерений расхода, м3 /ч | От 120 до 720 |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (3 рабочих,1 контрольно-резервная) |
| Диапазон плотности, кг/м3 | От 810 до 870 |
| Диапазон кинематической вязкости в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) | От 3 до 15 |
| Диапазон давления в системе, МПа | От 0,3 до 4,0 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | От плюс 16 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 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.) | 66,7 (500) |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто измеряемой среды, % | ± 0,25 |
| Режим работы | Непрерывный |
| Срок службы, лет | 8 |
| Параметры электропитания: |
| - напряжение переменного тока, В | 380 В, трехфазное, 50 Гц 280 В, однофазное, 50 Гц |
| Температура окружающего воздуха, °С: |
| - на наружной площадке | От минус 40 до плюс 50 |
| - в помещениях, где установлено оборудование системы, не менее | От плюс 5 до плюс 30 |
| - в помещении операторной | От плюс 15 до плюс 25 |
Окончание таблицы 3
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Относительная влажность окружающего воздуха, % | От 30 до 80 |
| Атмосферное давление, кПа | От 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти № 802, заводской № 802, 1 шт.;
- инструкция по эксплуатации системы, 1 экз.;
- документ «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 802», 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 53353-13 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 802», утвержденному ФГУП ВНИИР 18 декабря 2012 г.
Основные средства поверки:
- поверочная установка 2-го разряда с диапазоном расхода обеспечивающим поверку ТПР в их рабочем диапазоне измерений;
- установка пикнометрическая производства фирмы "Setaprove", абсолютная погрешность измерений плотности ± 0,10 кг/м 3 в диапазоне от 650 до 1100 кг/м3;
- калибратор температуры АТС-R модели АТС-156В, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный MC5-R-IS, диапазон измерений избыточного давления от 0 до 10 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± (0,04 % от показания + 0,01% от верхнего предела диапазона);
- 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 использование других средств поверки с техническими характеристиками не хуже, указанных выше.
Сведения о методах измерений
Для измерений массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений, реализованный в инструкции "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 802 на Ваньеганском месторождении ООО СП "Ваньеганнефть" (свидетельство об аттестации № 01.00257-2008/372014-12 от 26 декабря 2012 г., код регистрации в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.13892).
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. Техническая документация общества с ограниченной ответственностью "ИМС Индастриз".
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.
