Система измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО "Черномортранснефть"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО «Черномортранснефть» (далее - система) предназначена для динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).

Описание

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. 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 нефти.

При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют по результатам измерений в трубопроводе:

-    объема нефти с помощью преобразователя расхода жидкости турбинного, преобразователя избыточного давления и датчика температуры;

-    плотности нефти с помощью поточного преобразователя плотности, преобразователя избыточного давления, датчика температуры.

Массу брутто нефти вычисляет контроллер измерительно-вычислительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям.

Массу нетто нефти вычисляет автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора как разность массы брутто нефти и общей массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти по результатам измерений массы брутто нефти, массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей и плотности нефти.

В состав системы входят:

-    блок измерительных линий, имеющий две рабочие и одну резервную измерительные линии, параллельная работа рабочих измерительных линий обеспечивает необходимый диапазон динамических измерений массы нефти, резервная измерительная линия используется как резервная;

-    общий для системы и для резервной системы учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 464 блок измерений показателей качества нефти, предназначенный для измерений температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды, массовой доли серы в нефти;

-    узел подключения стационарной трубопоршневой поверочной установки;

-    узел подключения передвижной поверочной установки на базе мерника и объемного счетчика для поверки стационарной трубопоршневой поверочной установки;

-    система сбора и обработки информации;

-    система дренажа.

В состав системы входят следующие основные средств измерений:

-    преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду от 16 до 500 мм модели 250-2000 ДУ 250 мм (далее - ТПР), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 15427-06;

-    датчики температуры 644, 3144Р модели 644, регистрационный № 39539-08;

-    преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-04, 14061-10, 14061-15;

-    контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 3000/6000 модели OMNI 6000 (далее - ИВК), регистрационный № 15066-09;

-    контроллер программируемый логический PLC Modicon серии Quantum (далее -ПЛК), регистрационный № 18649-09;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный № 303-91;

-    манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ, ВТИ модели МТИ, регистрационный № 1844-63, 1844-15;

-    манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ модели МПТИ, регистрационный № 26803-06, 26803-11;

В системе применяются общие с резервной системой учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО «Черномортранснефть» блок измерений показателей качества нефти и поверочная установка, в которых установлены следующие основные средства измерений:

-    преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835, 7845, 7846, 7847) модели 7835, регистрационный № 15644-06;

-    расходомер UFM 3030, регистрационный № 32562-09;

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-05, 14557-10;

-    преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7825, 7826, 7827, 7828, 7829 модификации 7829, регистрационный № 15642-06;

-    анализатор серы модели ASOMA 682T-HP-EX, ASOMA 682T-HP модификации ASOMA 682T-HP-EX, регистрационный № 50181-12;

-    установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - ТПУ), регистрационный № 37248-08.

При ремонте системы допускается замена отказавшего средства измерений на другое, аналогичного типа.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматизированное измерение массы брутто нефти в рабочих диапазонах расхода, плотности, температуры, давления, вязкости, объёмной доли воды, массовой доли серы в нефти;

-    автоматическое измерение объёмного расхода, плотности, температуры, давления, вязкости, объёмной доли воды, массовой доли серы в нефти, объемного расхода в блоке измерений показателей качества нефти;

-    поверка и контроль метрологических характеристик ТПР с помощью ТПУ;

-    автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

-    регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Пломбирование системы не предусмотрено.

Программное обеспечение

Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованные в ИВК, ПЛК и АРМ оператора.

В описании типа для ИВК, ПЛК отсутствуют идентификационные данные (признаки)

их ПО.

ПО ПЛК не относится к метрологически значимой части ПО системы и предназначено для контроля и управления технологическими процессами.

ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы в системе и испытано при испытании системы в целях утверждения типа.

ПО имеет идентификационные данные (признаки), приведенные в таблице 1.

ПО обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием системы ограничения доступа, установкой логина и пароля разного уровня доступа.

ПО имеет «средний» уровень 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, в том числе показатели точности, приведены в таблице 2.

Таблица 2

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Комплектность системы приведена в таблице 3.

Таблица 3

Поверка

осуществляется по документу МП 0558-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО «Черномортранснефть». Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИР» 31.03.2017 г.

Основные средства поверки:

- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Сведения о методах измерений

В системе применен косвенный метод динамических измерений массы нефти. Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 464», аттестована АО »Транснефть - Метрология», свидетельство об аттестации № 111-01.00152-2013-2017 от

03.03.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО «Черномортранснефть»

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

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