Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть - Дружба» и АО «Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод» (АО «КНПЗ»).
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 измерительно-вычислительный контроллер, как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет автоматизированное рабочее место (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.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, стационарной трубопоршневой установки, 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:
- счетчики нефти турбинные «МИГ-250» (далее - ТПР), регистрационный номер в государственном реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный) № 13981-94;
- преобразователь объема жидкости лопастной Smith Meter (далее - ПР), регистрационный №12749-00;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), регистрационный № 15644-01;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, регистрационный № 15642-01;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), регистрационный №№ 14557-05, 14557-10;
- расходомер UFM 3030К, регистрационный № 32562-06;
- преобразователи давления измерительные EJA модели 530 и модели 110, регистрационные № 14495-00;
- преобразователи давления измерительные EJX 430, регистрационный № 28456-04;
- преобразователи измерительные 644, 3144Р, регистрационный №14683-09;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный № 22257-11;
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820, регистрационный № 32460-06;
- преобразователи давления измерительные 2088, регистрационный № 16825-08;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB (далее - ТПУ), регистрационный № 44252-10.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительно-вычислительные 0MNI-6000 (основной и резервный), регистрационный № 15066-09;
- АРМ оператора с программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН», имеющие выделенную метрологически значимую часть (библиотеку «RateCalc»), свидетельство об аттестации программного обеспечения № 13602-15 от 24.06.2015;
- контроллеры программируемые логические PLC Modicon Quantum 140, регистрационный № 18649-07.
В состав системы входят показывающие СИ:
- манометры для точных измерений МТИ, регистрационный № 1844-63;
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный № 26803-06;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 1, Госреестр № 303-91;
- термометры лабораторные стеклянные с взаимозаменяемыми конусами, регистрационный № 4661-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, объема, температуры, давления, плотности 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 средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ПР с применением ТПУ;
- проведение КМХ рабочих ТПР по контрольно-резервному ПР, применяемому в качестве контрольного;
- 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 (контроллеры измерительно-вычислительные 0MNI-6000 и АРМ оператора «Rate АРМ оператора УУН») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Сведения о ПО указаны в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО «Rate АРМ оператора УУН» | ПО OMNI-6000 (основной) | ПО OMNI-6000 (резервный) |
| Идентификационное наименование ПО | «RateCalc» | - | - |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 2.4.1.1 | 24.75.04 | 24.75.03 |
| Цифровой идентификатор ПО | F0737B4F | - | - |
| Алгоритм вычисления | CRС 32 | | |
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станции управления структуры идентификационных данных.
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 среднему уровню защиты в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
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
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Количество измерительный линий, шт | 4 (три рабочих, одна контрольно - резервная) |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч | от 285 до 1900 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Давление измеряемой среды, МПа, | от 0,2 до 1,6 |
| Температура измеряемой среды, °С | от +3 до +35 |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» (с изм. №1 от 2006 г.) |
| Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 | от 800 до 900 |
| Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) | от 6 до 35 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| У словия эксплуатации СИКН: -температура окружающей среды, °С -относительная влажность воздуха, % | от -40 до +50 95 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС «Лопа-тино» АО «Транснефть - Дружба», 1 шт., заводской № 407;
- инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба», 1 экз.;
- МП 0315-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба». Методика поверки», 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0315-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть -Дружба». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 10 июля 2015 г.
Основное средство поверки:
Установка трубопроршневая с максимальным объемным расходом 2000 м /ч, и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,1 %.
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 № 407 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/382014-15г.).
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба»
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
64915-16: Методика поверки МП 0315-14-2015Скачать465.4 Кб