Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти на узле подготовки сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества сверхвязкой нефти после узла подготовки сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения НГДУ «Нур-латнефть».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с применением счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы 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, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (БИК), узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и системы обработки информации. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему.
Система состоит из трех (одного рабочего, одного резервного и одного резервно - контрольного) измерительных каналов массы нефти, температуры, избыточного давления, разности давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, а также системы сбора и обработки информации. В состав системы входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые модели CMF 300 в комплекте с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - МР), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 45115-10;
- расходомер массовый Promass 40E, регистрационный номер 15201-11;
- влагомер поточный модели L (далее - ВП), регистрационный номер 46359-11;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный номер 14061-10;
- датчики давления 2051 С, регистрационный номер 39531-08;
- датчики температуры 644, регистрационный номер 39539-08;
- манометры показывающие МП160, регистрационный номер 47452-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91;
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, регистрационный номер 15066-09.
Система обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматические измерения массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода;
- вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением ВП;
- измерения давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик рабочего и резервного МР по резервно-контрольному МР, применяемому в качестве контрольного;
- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами;
- формирование и архивирование в автоматизированном рабочем месте оператора значений результатов измерений.
Конструкцией системы предусмотрено место нанесения заводского номера на маркировочной табличке, установленной на системе. Нанесение знака поверки на систему не предусмотрено.
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллер измерительно-вычислительный OMNI-6000) 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). Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица1 - Идентификационные данные ПО
| Наименование ПО | Идентиф икаци-онное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО контроллера измерительновычислительного OMNI 3000/6000 | Операционная система контроллера OMNI 6000 | 24.75.04 | 9111 | CRC 16 |
| ПО программного комплекса "Cropos" | metrology.dll | 1.37 | DCB7D88F | 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 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.
| Таблица 2 - Основные метрологические и технические характе | ристики системы |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 |
| Диапазон измерений массового расхода нефти*, т/ч | От 5 до 65 |
Продолжение таблицы 2
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Кинематическая вязкость, мм2/с (сСт), не более | 5000 |
| Фактическая кинематическая вязкость нефти при измерениях, мм2/с (сСт), не более | 450 |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | От 905 до 990 |
| Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - при проведении измерений - при проведении поверки и контроля метрологических характеристик | 0,2 0,4 |
| Давление измеряемой среды, МПа, не более | 4 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | От 20 до 90 |
| Объемная доля воды, %, не более | 1 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Содержание свободного газа | Отсутствует |
| Режим работы системы | Непрерывный |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, %: | ± 0,35 |
| Напряжение переменного тока, В | 380 (3-х фазное, 50 Гц) 220 (однофазное, 50 Гц) |
* - указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки, фактический диапазон измерений не может превышать максимальный диапазон измерений.
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность системы
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти на узле подготовки сверхвязкой нефти Ашальчинско-го месторождения НГДУ «Нурлатнефть, заводской № 004 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на узле подготовки сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» (свидетельство об аттестации МИ № 0001.310069-2012/11-13 от 1 октября 2013г.).
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
ГОСТ Р 8.587-2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений».
