| Номер в госреестре | 52454-13 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП "Байтуган" ООО "БайТекс" |
| Изготовитель | ООО "РосНефтеКомплект", г.Лениногорск |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при учетно-расчетных операциях между ООО «БайТекс» и ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы».
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью кориолисовых преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с кориолисовых преобразователей массового 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 фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), стационарной трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ), блока подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки (далее - передвижной ТПУ), блока подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки на базе эталонных преобразователей массового расхода (далее - передвижная ПУ), 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 двух (одного рабочего, одного резервного) измерительных каналов массы брутто 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:
- счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 в комплекте с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 13425-06;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), Госреестр № 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, Госреестр № 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, Госреестр № 14557-01;
- счетчик нефти турбинный, Госреестр № 26776-08;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-99;
- термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-244, Госреестр № 14684-00.
В систему обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительно-вычислительные 0MNI-6000 с функцией резервирования, Госреестр № 15066-09, свидетельство № 2301-05 м-2009 об аттестации алгоритмов и программного обеспечения от 15 октября 2009 г.
- автоматизированные рабочие места оператора системы на базе комплекса программного Flow Sys, свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного обеспечения автоматизированного рабочего места оператора № 622014-06 от 19.07.2008 г.;
- контроллер программируемый логический PLC Modicon, Госреестр № 18649-09.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МТИ, Госреестр № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, Госреестр № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти прямым 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) рабочего и резервного СРМ с применением ТПУ и ПП;
- проведение поверки СРМ с применением ТПУ и ПП или с применением передвижной ТПУ и ПП, или с применением передвижной ПУ;
- 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 измерительно-вычислительные 0MNI-6000, комплекс программный Flow Sys автоматизированного рабочего места оператора) 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 измерительновычислительного контроллера 0MNI-6000 (основной) | SE-2 EthV. 1.55.0 | Revision No 24.74.30 | EPROM Checksum DCF6 | API 11.1 (2004) |
| ПО измерительновычислительного контроллера 0MNI-6000 (резервный) | SE-2 EthV. 1.55.0 | Revision No 24.74.30 | EPROM Checksum DCF6 | API 11.1 (2004) |
| ПО комплекса программного Flow Sys автоматизированного рабочего места оператора | Flow Sys | - | - | - |
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».
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. | 2 (1 рабочая, 1 резервная) |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 15 до 80 |
| Диапазон измерений плотности, кг/м3 | От 879 до 910 |
| Диапазон измерений вязкости, мм2/с | От 20 до 40 |
| Диапазон измерений давления, МПа | От 0,3 до 4,0 |
| Диапазон измерений температуры, °С | от 5 до 40 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 300 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности измеряемой среды, % | ± 0,3 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений динамической вязкости измеряемой среды, % | ± 1,0 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в измеряемой среде, % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности средств измерений температуры измеряемой среды, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления измеряемой среды, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Режим работы системы | Непрерывный |
| Параметры электропитания: | |
| - напряжение переменного тока, В | 380, 50 Гц 220, 50 Гц |
| Климатические условия эксплуатации системы: | |
| - температура окружающего воздуха, °С | От минус 36 до 40 |
| - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С | От 5 до 30 |
| - 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 |
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
- система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс», 1 шт., заводской № 0095-08;
- инструкция по эксплуатации системы;
- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс». Методика поверки».
осуществляется по документу МП 52454-13 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс». Методика поверки», утвержденной ФГУП ВНИИР 19 декабря 2011 г.
Основные средства поверки:
- стационарная установка трубопоршневая «Сапфир», диапазон измерений объемного расхода от 10 до 100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 % при поверке с применением передвижной ТПУ;
- контроллер измерительно-вычислительный 0MNI-6000, пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы нефти ± 0,005 %, коэффициента преобразования ± 0,025 %;
- 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 5^10 имп.;
- установка пикнометрическая с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м ;
- 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: 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.
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс» (свидетельство об аттестации МВИ № 36014-09 от 02 февраля 2009 г.).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс»
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 Техническая документация 0011.00.00.000 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на Байтуганской УПН».
