Система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения, 56920-14

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения массы и показателей качества нефти, сдаваемой ОАО «Нижневартовское управление магистральных нефтепроводов».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением преобразователей расхода, плотности нефти с применением преобразователя плотности или в лаборатории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразователей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет комплекс измерительновычислительный как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет АРМ-оператора как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), 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 трех (двух рабочих, одного резервного) измерительных каналов объема брутто нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:

-    преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N (далее - ТПР), Госре-естр № 15427-01;

-    преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-99;

-    термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 в комплекте с преобразователями измерительными 644, Госреестр № 14683-00;

-    преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - 1111), Госреестр № 15644-01;

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), Госреестр № 14557-01;

-    стационарная трубопоршневая поверочная установка «Прувер С-500» (далее - ТПУ), Госреестр №17630-98;

-    счетчик жидкости турбинный CRA/MRT-97 (далее - ТПР), Госреестр № 22214-01.

В систему обработки информации системы входят:

-    комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» с функцией резервирования, Госреестр № 19240-11, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) № ПО-2550-03-2011, выданное ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 14.01.2011 г.

-    автоматизированные рабочие места оператора системы с программным обеспечением «Rate-оператора УУН», свидетельство об аттестации программного обеспечения № 20902-11, выданное ФГУП «ВНИИР» 27.12.2011 г.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-манометры показывающие для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-61.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, объема, температуры, давления, плотности нефти;

-    автоматическое 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;

-    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 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 индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

-    защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03», автоматизированные рабочие места оператора системы ПО «Rate-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.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО

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.

Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

- система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения, 1 шт., заводской № 01;

-    инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения;

-    документ «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения. Методика поверки». МП 0112-14-2013».

Поверка

осуществляется по документу МП 0112-14-2013 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 27 декабря 2013 г.

Основные средства поверки:

-    ТПУ, наибольший расход рабочей среды 500 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;

-    калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °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;

-    установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погреш-

33

ности измерений плотности ± 0,10 кг/м в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м ;

-    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 %;

-    установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 1,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,02 %;

-    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.

Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2008/277014-13 от

19 декабря 2013 г., регистрационный код по федеральному информационному фонду по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.16634.).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 527 ЦПС Орехово-Ермаковского месторождения

1    ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

2    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»

3    ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.