Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП «Малая Пурга» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью расходомеров кориолисовых массовых. Выходные электрические сигналы расходомеров кориолисовых массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), стационарной трубопоршневой поверочной установки, системы сбора-обработки информации и управления, системы дренажа нефти. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
СИКН состоит из двух рабочих и одной резервной измерительных линий.
В состав СИКН входят следующие средства измерений:
- расходомеры кориолисовые массовые OPTIMASS серии 7000 (далее - РМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 34183-07;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - 1111), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15644-06;
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14557-10;
- датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 39539-08;
- преобразователи давления измерительные EJX, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 28456-09;
- счетчик нефти турбинный МИГ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 26776-08;
- расходомер UFM 3030, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 32562-09;
- установка трубопоршневая «Сапфир МН» (далее - ТПУ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 41976-09.
В систему сбора-обработки информации и управления СИКН входят:
- контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (далее - ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 38623-11, с автоматизированными рабочими местами (АРМ) оператора СИКН;
- контроллер программируемый логический PLC Modicon, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 18649-09;
- преобразователи измерительные модели D1000, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 44311-10;
- преобразователи измерительные частоты с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 22148-08.
В состав СИКН входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером26803-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 303-91.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;
- автоматическое измерение плотности, вязкости и объемной доли воды в нефти;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной химико-аналитической лаборатории;
- проведение контроля метрологических характеристик и поверки РМ с применением ТПУ и ПП;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН 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 СИКН. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса). Идентификационные данные ПО СИКН указаны в таблице 1.
Таблица 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО ИВК | ПО АРМ оператора |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app | OMS830 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.09е/09е | 1.41 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0259 | 3909E3CB |
Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО СИКН осуществляется путем отображения на мониторе ИВК и АРМ оператора СИКН структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СИКН, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО СИКН 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 СИКН для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКН 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 СИКН имеет «средний» уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики СИКН и физико-химические показатели измеряемой среды приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (две рабочие, одна резервная) |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 10 до 170 |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа, не более | 1,6 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Физико-химические показатели измеряемой среды |
| Температура измеряемой среды, °С | от +5 до +45 |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3 | от 850 до 950 |
| Вязкость кинематическая измеряемой среды, мм2/с (сСт), не более | 100 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 |
| Содержание свободного газа, % | не допускается |
| Основные технические характеристики |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22; 380±38 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВ-А, не более | 40 |
| Габаритные размеры блок-бокса БИЛ и БИК, мм, не более: - высота | 3400 |
| - ширина | 6050 |
| - длина | 9200 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С | от -51 до +38 |
| - температура окружающего воздуха в блок-боксе БИЛ и БИК, °С, не менее | +20 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 2000 |
Знак утверждения типа
наносится по центру титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП «Малая Пурга», заводской № 3 | - | 1 шт. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП «Малая Пурга». Руководство по эксплуатации. СИКН02.00.00.000 РЭ | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП «Малая Пурга» Методика поверки | МП 0359-14-2015 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0359-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП «Малая Пурга». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 23 октября 2015 г.
Основные средства поверки:
- установка трубопоршневая «Сапфир МН» с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 100 м /ч и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,09 %.
Допускается применение аналогичного средства поверки, обеспечивающего определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП «Малая Пурга» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/198014-11, зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2012.12403).
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП «Малая Пурга»
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
![Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП "Малая Пурга"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система измерений количества и показателей качества нефти № 830 ПСП "Малая Пурга"")
66217-16: Методика поверки МП 0359-14-2015Скачать1,002.7 Кб