Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 107 НПС «Ярославль-3» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти согласно ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», при учетнорасчетных операциях между АО «Транснефть Верхняя Волга» и ООО «Транснефть - Балтика» при транспортировке по МН «Сургут-Полоцк».
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 измерительно-вычислительный, 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 определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в испытательной лаборатории.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, 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.
В систему входят следующие средства измерений (СИ):
- преобразователи расхода турбинные HTM10 (далее - ТПР), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный) № 56812-14;
- преобразователь расхода турбинный HTM12 (далее - ТПР), регистрационный № 56812-14;
- преобразователи расхода жидкости турбинные Heliflu TZ-N (далее - ТПР), регистрационный номер № 15427-01;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - 1111), регистрационный № 52638-13;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, регистрационный № 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-10;
- анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT, регистрационный № 47395-11;
- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, регистрационный № 22214-01;
- преобразователи измерительные Rosemount 644, регистрационный № 56381-14, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Rosemount 0065, регистрационный 53211-13;
- датчики давления КМ35, регистрационный № 56680-14;
- датчики давления Метран-150СВ, регистрационный № 32854-13;
- газоанализаторы СГОЭС, регистрационный № 32808-11.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный (ИВК) ИМЦ-07, регистрационный № 53852-13, свидетельство ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) ИВК от 15.04.2013 № ПО - 2550 - 06 - 2013;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора «ГКС расход НТ», версия 3.0.
В состав системы входят показывающие СИ:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ-У2, регистрационный № 26803-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, регистрационный № 303-91.
В состав системы входит установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - ТПУ), регистрационный № 62207-15.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, объема, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- 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 испытательной лаборатории;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих СИ давления и температуры нефти соответственно;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР с применением ТПУ;
- проведение КМХ рабочих и резервного ТПР по контрольно-резервному ТПР, применяемому в качестве контрольного ТПР;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
ПО системы (комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 и АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Сведения о ПО указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО АРМ оператора «ГКС расход НТ» | ПО ИМЦ-07 |
| Идентификационное наименование ПО | metrological_char.j ar | EMC07.exe |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 3.0 | РХ.7000.01.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 15F95747 | 7А70Б3СС |
| Алгоритм вычисления | CRC32 | CRC32 |
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе АРМ оператора 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 в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует среднему уровню защиты.
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы
| Наименование характеристики (показателя) | Значение характеристики (показателя) |
| Количество измерительных линий, шт. | 8 (шесть рабочих, одна резервная и одна контрольно-резервная) |
| Диапазон измерений объемного расхода, м /ч: | От 400 до 9800 |
| Избыточное давление нефти, МПа | От 0,22 до 1,6 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности: - при измерении массы брутто нефти, % - при измерении массы нетто нефти, % | ± 0,25 ± 0,35 |
| Режим работы системы | непрерывный |
| Параметры измеряемой среды: |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Температуры измеряемой среды, °С | от 10,0 до 31,4 |
| Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3: | От 857 до 874 |
| Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм /с (сСт) | от 9,0 до 24,0 |
| Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт.ст.), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 60 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 10,0 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 20,0 |
| Массовая доля серы, %, не более | 1,55 |
| Наименование характеристики (показателя) | Значение характеристики (показателя) |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более | 2,0 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим управления: - запорной арматурой блока измерительных линий - регуляторами расхода | автоматизированный автоматический |
| Электроснабжение | (380 ± 38) В, 3-х фазное, (50 ± 0,5) Гц (220 ± 22) В, однофазное, (50 ± 0,5) Гц |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти № 107 НПС «Ярославль-3» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика», 1 шт., заводской № 107;
- инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 107 НПС «Ярославль-3» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика» - 1 экз.;
- Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 107 НПС «Ярославль-3» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика». Методика поверки. МП 0364-14-2015» - 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0364-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 107 НПС «Ярославль-3» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 29 декабря 2015 г.
Основным средством поверки является ТПУ с максимальным объемным расходом 1900 м3/ч, и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 107 НПС «Ярославль-3» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика» (свидетельство об аттестации методики измерений №01.00257-2013/460014-15).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 107 НПС «Ярославль-3» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика».
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».
63580-16: Методика поверки МП 0364-14-2015Скачать590.3 Кб