Система измерений количества и показателей качества нефти № А ООО "Енисей"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № А ООО "Енисей" (далее - система), предназначена для измерений массы брутто и показателей качества нефти поступающей от сторонних организаций и подлежащей сдаче на ООО "Енисей".

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного контроллера, 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, блока поверочной установки, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и системы обработки информации.

Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией.

Система состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы (массового 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 следующие средства измерений:

- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 13425-06;

- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), Госре-естр № 15644-06;

- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-10;

- термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644, Госреестр № 27129-04;

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, Госреестр № 14557-05;

- расходомер UFM 3030 модификации UFM 3030К, Госреестр № 32562-09;

- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-09, свидетельство ФГУП "ВНИИМ им. Д.И. Менделеева" об аттестации алгоритма и программного обеспечения средств измерений № 2301-05м-2009 от 15 октября 2009 г.;

- контроллер программируемый логический PLC Modicon, Госреестр № 18649-09;

- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы на базе программного комплекса "RATE APM оператора УУН", свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритма № 182101-08 от 24 октября 2008 г.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-06;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.

Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик СРМ используется установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB, Госреестр № 44252-10.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с требованиями 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 (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, АРМ оператора на базе программного комплекса "RATE APM оператора УУН") 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 1.

Таблица 1

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 1.

Таблица 1 - Основные метрологические и технические характеристики системы

Знак утверждения типа

наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

- система измерений количества и показателей качества нефти № А ООО "Енисей", заводской № 01;

- инструкция по эксплуатации системы;

- документ "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № А ООО "Енисей". Методика поверки", утвержденный ФГУП ВНИИР в 2012 г.

Поверка

осуществляется по документу МП 51493-12 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № А ООО "Енисей". Методика поверки", утвержденной ФГУП ВНИИР в 2012г.

Основные средства поверки:

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB, верхний предел расхода измеряемой среды 120 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,10 %;

- установка пикнометрическая, абсолютная погрешность измерений плотности ±0,10 кг/м 3 в диапазоне от 600 до 1100 кг/м3;

- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- калибратор многофункциональный модели ASC300-R, диапазон измерений от 0 до 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

- 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.

Сведения о методах измерений

Для измерения массы нефти применяют прямой метод динамических измерений, реализованный в инструкции "ГСИ. Методика (метод) измерений. Масса нефти, масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества, показателей качества нефти и параметров сырой нефти № 01 входящей в комплекс коммерческих систем измерений количества и показателей качества нефти слива и приема сырой и товарной нефти Северных территорий ООО "Енисей" (свидетельство об аттестации № 77/2550-(01.0250-2008)-2010 от 07 декабря 2010 г., код регистрации в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2011.11464).

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".

3. "Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти".

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.