Система измерений количества и показателей качества нефти № 1560, 54810-13

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1560 (далее - система), предназначена для измерений массы брутто и показателей качества нефти.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности жидкости, преобразователей температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей 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 (далее - БИК), стационарной поверочной установки, узла подключения передвижной поверочной установки, системы сбора и обработки информации, 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 десяти (шести рабочих, трех резервных и одного контрольного) измерительных линий объема (объемного расхода) нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, объемного расхода нефти в БИК и системы сбора и обработки информации, в которые входят средства измерений, указанные в таблице 1.

Таблица 1

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с 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

Программное обеспечение (ПО) системы (комплексы измерительно-вычислительные "8уЬегТго1", автоматизированное рабочее место оператора СИКН № 1560 ООО "РН-Юганскнефтегаз" (свидетельство ФГУП "ВНИИР" о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) № 49014-13 от 19.04.2013 г.) 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 2.

Таблица 2

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 дисплее комплекса измерительно-вычислительного "SybeiTrol". 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 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 "C".

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 3.

Таблица 3

Знак утверждения типа

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

Комплектность

-    система измерений количества и показателей качества нефти № 1560, 1 шт., заводской № 1560, 1 шт.;

-    инструкция по эксплуатации системы, 1 экз.;

-    документ МП 0062-14-2013 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1560. Методика поверки", 1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0062-14-2013 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1560. Методика поверки", утвержденному ФГУП "ВНИИР" 17 апреля 2013 г.

Основные средства поверки:

-    установка трубопоршневая поверочная двунаправленная Smith Meter 1190, верхний предел диапазона расхода измеряемой среды 1190 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,1 %;

-    калибратор температуры модели АТС 156 В с двумя термопреобразователями сопротивления платиновыми STS100 A901, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до плюс 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

-    установка пикнометрическая, диапазон измерений от 600 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;

-    калибратор давления РРС-70, диапазон измерений давления от 0,085 до 7 МПа, пределы допускаемой приведенной основной погрешности ± 0,05 %;

-    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;

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.

Сведения о методах измерений

Для измерения массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений, реализованный в документе "Рекомендация. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества № 1560 на ПСП "Сентябрьский" ООО "РН-Юганскнефтегаз" (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.14715).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 1560

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.    Техническая документация "FMC Technologies" FMC Measurement Solutions.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.