Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан» участок НПС «Сковородино» - СМНП «Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти в магистральном нефтепроводе и сдаче ее в резервуарный парк для последующей ее транспортировки на площадку береговых сооружений и погрузки в морские танкеры.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с применением турбинных преобразователей объемного расхода. Выходные электрические сигналы с турбинных преобразователей объемного расхода 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 и состоящей из блока измерительных линий (БИК), блока измерений показателей качества нефти, 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 пяти (четырех рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов объема 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:
- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM 10 “ (далее - ТПР), Госреестр № 16128-10;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), Гос-реестр № 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, Госре-естр № 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, Госреестр № 14557-10;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;
- датчики температуры 3144Р, Госреестр № 39539-08.
В систему обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ c функцией резервирования, Гос-реестр № 38623-11, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16 декабря 2011 г.
- контроллер программируемый Simatic S7-400 с функцией резервирования, Госреестр № 15773-11;
- автоматизированные рабочие места оператора системы на базе системы измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров Metering-AT, свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного обеспечения № 19801-12 от 15 августа 2012 г.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МТИ, Госреестр № 1844-63;
- термометры лабораторные стеклянные ТЛС, Госреестр № 32786-08.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих ТПР с применением контрольного ТПР или установки поверочной трубопоршневой двунаправленной (далее -ТПУ);
- проведение поверки ТПР с применением ТПУ;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллеры измерительные FloBoss модели S600+, автоматизированные рабочие места оператора системы на базе системы измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров Metering-AT) 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). 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 контроллера измерительного FloBoss модели S600+ (основной) | LinuxBinary.app | 06.09e | 9A54 | CRC 16 |
| ПО контроллера измерительного FloBoss модели S600+ (резервный) | LinuxBinary.app | 06.09e | 9A54 | CRC 16 |
| ПО автоматизированных рабочих мест операторов системы | Система измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров Me-tering-AT | V 1.2.xxx | cddf26d22dfoc095bc 3df44bbcdc426c | MD5 |
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 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 1.
Т а б л и ц а 1 - Основные метрологические и технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Количество измерительных линий, шт. | 5 (4 рабочих, 1 контрольнорезервная) |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч | От 500 до 4500 |
| Диапазон плотности при температуре измеряемой среды 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 | От 830 до 900 |
| Диапазон кинематической вязкости в рабочем диапазоне температуры, мм2/с | От 4,5 до 60 |
| Рабочее давление измеряемой среды в системе, МПа | 2,07 |
| Максимальное допустимое давление измеряемой среды в системе, МПа | 4,0 |
| Диапазон температуры, °С | От минус 8 до плюс 40 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Концентрация хлористых солей, мг/ дм3, не более | 900 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Давление насыщенных паров, мм рт. ст. | 500 |
| Массовая доля серы, %, не более | 3,5 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 7,0 |
| Массовая доля сероводорода, млн.-1, не более | 100 |
| Массовая доля метил- и этил-меркаптанов в сумме, млн-1, не более | 100 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении расхода и массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Режим работы системы | Непрерывный |
| Параметры электропитания: |
| - напряжение переменного тока, В | 380, 3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц |
Окончание таблицы 1 — Основные метрологические и технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Климатические условия эксплуатации системы: |
| - температура окружающего воздуха, °С | От минус 20 до плюс 50 |
| - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, ° С | От плюс 5 до плюс 25 |
| - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % | От 45 до 80 |
| - относительная влажность окружающего воздуха, % | От 45 до 80 |
| - атмосферное давление, кПа | От 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан» участок НПС «Сковородино» - СМНП «Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино», 1 шт., заводской № 2012-002;
- Руководство по эксплуатации системы А-10.6.10/ДСД/0887-10.РЭ;
- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан» участок НПС «Сковородино» - СМНП «Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Методика поверки» МП 0038-14-2012.
Поверка
осуществляется по документу МП 0038-14-2012 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на объекте «Трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан» участок НПС «Сковородино» - СМНП «Козьмино» (ВСТО-II). ППН «СМНП Козьмино». Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИР 26 октября 2012 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - ТПУ), диапазон расхода рабочей среды от 210 до 2100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % при поверке с применением эталонных мерников 1-го разряда;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °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.;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления -нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
- установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м3;
- рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда, диаметры капилляров 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность 0,02 %, 0,01 %, 0,005 %, 0,008 %, 0,007 %.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на базе турбинных преобразователей расхода на ППН СМНП «КОЗЬМИНО» трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан» (свидетельство об аттестации МВИ № 01.00257-2008/30106-12 от 29 октября 2012 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.14129).
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
3 Пояснительная записка А-10/6/10/ДСД/0887-10.П2 «Узел учета количества нефти с ТПУ, ППН СМНП «Козьмино». Трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан». Участок НПС «Сковородино» - СМНП «Козьмино» (ВСТО-II).
4 Руководство по эксплуатации А-10/6/10/ДСД/0887-10.РЭ «Узел учета количества нефти с ТПУ, ППН СМНП «Козьмино». Трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан». Участок НПС «Сковородино» - СМНП «Козьмино» (ВСТО-II).
Рекомендации к применению
