Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при сдаче нефти из магистрального нефтепровода «Бавлы - Куйбышев» на ОАО «Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод».
Описание
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей объемного расхода, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
В состав системы входят:
- блок измерительных линий, имеющий три рабочие и две резервные измерительные линии;
- блок измерений показателей качества нефти;
- система обработки информации.
В системе применены типы средств измерений, указанные в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные серии Sentry Ду 8" (далее - ТПР) | 12750-91 |
| Датчики температуры 3144Р | 39539-08 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые 65 | 22257-11 |
| Преобразователи измерительные 644 | 14683-09 |
| Преобразователь давления измерительный 2088 | 16825-08 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-10 |
| Датчики давления 2051C | 39531-08 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | 52638-13 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 | 15642 -06 |
Окончание таблицы 1
| Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-10 |
| Расходомер ультразвуковой UFM 3030 | 45410-10 |
| Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3 | 17159-08, 17159-14 |
| Манометры деформационные образцовые с условными шкалами типа МО | 43816-10 |
| Манометры для точных измерений типа МТИ | 1844-63 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов ТИН | 11620-93 |
| Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 | 53852-13 |
Для поверки и контроля метрологических характеристик ТПР применяют установку поверочную трубопоршневую двунаправленную (далее - поверочная установка), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 12888-99.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение объема, объемного расхода и массы брутто нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости;
- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной доли воды в нефти;
- измерение давления и температуры нефти с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти как разности 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 УДВН-1пм;
- поверка и контроль метрологических характеристик ТПР с применением поверочной установки в автоматизированном режиме;
- защита алгоритма и программного обеспечения системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
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
системы обеспечивает реализацию функций системы. Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в комплексе измерительно-вычислительном ИМЦ-07 и автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора ПО «ФОРВАРД». Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО «Форвард» | ПО ИМЦ-07 |
| Идентификационное наименование ПО | ArmA.dll | ArmMX.dll | ArmF.dll | EMC07.exe |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 | РХ.7000.01.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 8B71AF71 | 30747EDB | F8F39210 | 7A70F3CC |
| Другие идентификационные данные | - | - | - | - |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует среднему.
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Количество измерительных линий, шт. | 5 (3 рабочие, 2 резервные) |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч | От 210 до 2800 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
| Параметры измеряемой среды: |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Избыточное давление, МПа | От 0,3 до 0,64 |
| Температура, °С | От 5 до 25 |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3 - при минимальной в течение года температуре нефти - при максимальной в течение года температуре нефти | От 865 до 890 От 810 до 855 |
| Кинематическая вязкость в рабочих условиях, сСт | От 5 до 45 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Режим работы системы | Периодический |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы методом компьютерной графики.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепро-вод», заводской № 118 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | 1 экз. |
| МП 0185-14-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод». Методика поверки» | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0185-14-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 17 октября 2014 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная, максимальный объёмный расход 1100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 650 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;
- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор электрических сигналов ASC300-R в комплекте с двумя внешними модулями АРМН (APMO15PGHG и APMO3KPAHG), нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
- влагомер эталонный лабораторный товарной нефти ЭУДВН-1л, диапазон измерений объёмной доли воды от 0,03 % до 2,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,03 %;
- вискозиметр JSW, диапазон воспроизводимых значений плотности от 1 до 100 мПа •с, пределы допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,33 % от полной шкалы;
- 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 5 108 имп.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод», зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2014.18659.
Нормативные документы
1. ГОСТ 8.589-2007 «ГСИ. Ведение учетных операций на пунктах приема-сдачи нефти в нефтепроводных системах».
2. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
3. Техническая документация ООО «ИМС Индастриз».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли, выполнение государственных учетных операций и учета количества энергетических ресурсов.
