Назначение
Комплекс измерений количества и физических параметров нефти при проведении учетных операций на площадке склада по хранению и перевалке нефти (пункт отпуска нефти «Молчаново») (далее - комплекс) предназначен для измерений массы брутто и массы нетто товарной нефти при проведении учетных операций.
Описание
Комплекс реализует две схемы измерений нефти, основную и резервную. Принцип действия основной схемы основан на прямом методе динамических измерений. Принцип действия резервной схемы заключается в использовании косвенного метода статических измерений и косвенного метода измерений, основанного на гидростатическом принципе.
Измерение массы брутто нефти по основной схеме проводится с помощью блока измерительных линий (БИЛ), состоящего из одной рабочей и одной контрольной измерительной линии (ИЛ). Каждая ИЛ оснащена расходомером массовым (далее - РМ). Выходные сигналы РМ автоматически поступают в систему сбора и обработки информации (далее - СОИ), значения массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей, массовой доли воды вводятся с клавиатуры в СОИ, которая вычисляет массу нетто нефти по реализованному в ней алгоритму, в соответствии с методикой измерений.
Измерение массы брутто нефти по резервной схеме проводится в резервуарах стальных горизонтальных вместимостью 50 м3 (2 шт.).
При косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, выходные сигналы измерительных преобразователей - датчиков гидростатического давления, уровнемеров радарных, термопреобразователей сопротивления поступают в СОИ автоматически. СОИ производит расчет объема нефти в резервуаре на измеряемом уровне, с учетом градуировочной таблицы резервуара и гидростатического давления столба нефти в резервуаре, затем производит расчет массы брутто нефти. Значения массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей, массовой доли воды вводятся с клавиатуры в СОИ, которая вычисляет массу нетто нефти по реализованному в ней алгоритму, в соответствии с методикой измерений.
При косвенном методе статических измерений уровень нефти в резервуаре измеряют с использованием рулетки или метроштока, плотность нефти измеряют плотномером, а температуру термометром или плотномером. Расчет объема нефти в резервуаре на измеряемом уровне проводят вручную с учетом градуировочной таблицы резервуара, затем производят расчет массы брутто нефти.
Массу нетто нефти вычисляют вручную в соответствии с методикой измерений, используя значения массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей и массовой доли воды.
СОИ включает в себя:
- программируемый логический контролер, установленный в шкафу автоматики;
- автоматизированное рабочее место оператора (АРМ оператора).
Часть измерительных компонентов комплекса образуют измерительные каналы (ИК), метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.
Комплекс выполняет следующие функции:
- автоматизированное и неавтоматизированное измерение массы брутто нефти и вычисление массы нетто нефти;
- автоматическое измерение и контроль температуры, давления и уровня нефти в резервуарах;
- контроль метрологических характеристик рабочего РМ по контрольному РМ.
В состав комплекса входят следующие средства измерений:
- расходомеры кориолисовые массовые OPTIMASS 7300 Т 80, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 34183-07 (далее - регистрационный №);
- уровнемеры радарные OPTIWAVE 7300 C, регистрационный № 29508-05;
- термопреобразователи сопротивления ТСМ 9418, регистрационные №№ 15196-96 и 15196-06;
- датчики давления Метран-150ТС, регистрационные №№ 32854-08 и 32854-13;
- преобразователи давления измерительные АИР-20Ех/М2-ДГ, регистрационные №№ 30402-05 и 46375-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный № 303-91;
- преобразователь температуры Метран-286-Ех, регистрационный № 23410-13;
- резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-50, регистрационный № 77316-20;
- контроллер программируемый логический Modicon М340, регистрационный № 38403-08;
- метрошток МШС-4,5 (составной), регистрационный № 20265-08;
- рулетка измерительная металлическая Р10У3Г, регистрационный №51171-12;
- плотномер портативный DM-23O.1A, регистрационный №51123-12.
Допускается применять другие средства измерений и оборудование, допущенные к применению в установленном порядке, с аналогичными или лучшими метрологическими и техническими характеристиками.
Пломбирование компонентов комплекса от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Заводской номер комплекса, состоящий из двух арабских цифр (№01), вносится в эксплуатационную документацию.
Нанесение знака поверки на комплекс не предусмотрено.
Программное обеспечение
На АРМ оператора установлено системное (операционная система - Windows XP, пакет офисных приложений) и прикладное программное обеспечение (ПО) «ПромИС».
Структурная схема ПО «ПромИС» представлена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Структурная схема ПО «ПромИС»
ПО «ПромИС» обеспечивает:
- прием и отображение измерительной и технологической информации;
- отображение граничных значений диапазонов измеряемых величин;
- автоматическое построение, отображение и печать графиков изменения измеряемых физических величин (трендов);
- световую и звуковую сигнализацию при нарушениях технологического режима и аварийных ситуациях;
- регистрацию аварийных ситуаций и нарушений технологического режима в журнале событий;
- автоматизированное управление и технологический контроль за работой средств измерений и исполнительных механизмов;
- дистанционное управление по командам оператора электроприводами запорной и регулирующей арматуры;
- вычисление учетных параметров нефти за отчетный период (массы брутто нефти, средневзвешенных значений температуры, давления);
- вычисление массы балласта на основе введенных вручную данных из паспорта качества нефти (массовых долей воды и механических примесей, массовой концентрации хлористых солей);
- вычисление массы нетто нефти;
- формирование и печать отчетных документов;
- архивирование данных;
- отображение мнемосхем технологического оборудования;
- защиту от несанкционированного доступа.
Относительное отличие тестовых результатов вычислений ПО «ПромИС» от опорных при выполнении функций «Контроль метрологических характеристик» и «Вычисление массы нефти косвенным методом, основанном на гидростатическом принципе» не превышает 0,015 %.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПромИС |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 1.0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | Для модуля «КМХ рабочего РМ по контрольному РМ» (файл siknkmhax.ocx) 2abfaf9b50cbeefb200e3ef089fd5dac Для модуля «Учет массы нефти в резервуарах гидростатическим методом» (m_calcMass.ci) 49d305f22bda565860a2daaa81463d38 |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | MD5 |
Метрологические характеристики комплекса нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений массы брутто нефти: - при прямом методе динамических измерений - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы нефти до 200 т вкл. | ±0,25 % ±0,65 % |
| Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений массы нетто нефти: - при прямом методе динамических измерений - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы нефти до 200 т вкл. | ± 0,35 % ±0,75 % |
Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик_____________________________________________
| Наименование ИК | Количество ИК | Состав ИК | Диапазон измерений | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторичная часть |
| ИК массового расхода нефти | 2 | Расходомер кориолисовый массовый OPTIMASS 7300 Т 80 | Контроллер программируемый логический Modicon М340 | от 30 до 97 т/ч | ±0,25 % |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858 |
| Номинальный объем резервуаров, м3 | 50 |
| Диапазон изменений расхода нефти через комплекс, т/ч | от 30 до 97 |
| Диапазон изменений давления нефти, МПа | от 0,04 до 6,00 |
| Диапазон изменений температуры нефти, °C | от +5 до +30 |
| Диапазон изменений вязкости нефти кинематической, сСт | от 5 до 15 |
| Диапазон изменений плотности нефти, кг/м3 | от 830 до 890 |
| Массовая доля воды не более, % | 1,0 |
| Массовая доля механических примесей не более, % | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей не более, мг/дм3 | 900 |
| Режим работы комплекса | периодический |
| Параметры электрического питания: - напряжение питающей сети, В а) измерительных цепей б)силовых цепей - частота питающей сети, Гц | от 198 до 242 от 342 до 418 от 49 до 51 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С а) на площадке резервуаров б) в помещении операторной | от -40 до +50 от +15 до +25 |
| Среднее время наработки на отказ комплекса, ч | 12435 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации комплекса печатным способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Комплекс измерений количества и физических параметров нефти при проведении учетных операций на площадке склада по хранению и перевалке нефти (пункт отпуска нефти «Молчаново») (заводской номер 01) | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | - | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе ФР.1.29.2021.41669 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений комплексом измерений количества и физических параметров нефти при проведении учетных операций на площадке склада по хранению и перевалке нефти (пункт отпуска нефти «Молчаново»)».
Нормативные документы
Приказ Росстандарта 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».
