Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть". Резервная схема учета (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
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 расхода жидкости, поточных преобразователей плотности жидкости, 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 одну рабочую измерительную линию, обеспечивающую необходимое значение объемного расхода через систему при измерениях массы брутто нефти;
- система обработки информации.
При эксплуатации системы используются входящие в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть":
- блок измерений показателей качества нефти, предназначенный для измерений температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объёмной доли воды в нефти.
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 № |
| Расходомер ультразвуковой UFM 3030 (далее - УЗПР) | 48218-11 |
| Датчики температуры 3144Р | 39539-08 |
| Преобразователи давления измерительные EJX | 28456-09 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | 52638-13 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 | 15642 -06 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-10 |
| Манометры для точных измерений типа МТИ | 1844-63 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
Окончание таблицы 1
| Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № |
| Анализатор серы мод. ASOMA 682Т | 50181-12 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее - ИВК) | 38623-11 |
| Контроллеры программируемые Simatic S7-300 | 15772-11 |
Для поверки и контроля метрологических характеристик УЗПР применяют средства измерений, указанные в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № |
| Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - поверочная установка) | 20054-06 |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM (далее -ТПР) | 16128-10 |
| Преобразователь жидкости лопастной M16-S6 | 12749-05 |
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 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 или определенной по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточный УДВН-1пм;
- поверка и контроль метрологических характеристик УЗПР с применением поверочной установки, ТПР и преобразователя жидкости лопастного M16-S6, входящих в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть", в автоматизированном режиме;
- защита алгоритма и программы 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
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 3.
Таблица 3
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Другие идентификационные данные | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| для ПО S600+ Linux Binary.app | 06.13/13 | 9935 | - | CRC 16 |
| для ПО АРМ оператора "ГКС Расход НТ" MassaNettoCalc.fct | 1.0 | BDE444A9 | - | CRC 32 |
ПО имеет:
- для контролеров измерительных Floboss модели S600, S600+, аттестат ФБУ "Государственный региональный центр стандартизации, метрологи и испытаний в Республике Татарстан" о метрологической аттестации программного обеспечения № 7/2013 от 11.12.2013;
- для АРМ оператора аттестат ЦСМ Татарстан о метрологической аттестации программного обеспечения № 17068 от 25.05.2013.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на дисплее контроллера измерительного FloBoss S600+ и дисплее компьютера АРМ оператора. 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 введения 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 уровню защиты "C".
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблице 4. Таблица 4
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" |
| Количество измерительных линий, шт. | 1 (одна рабочая) |
Окончание таблицы 4
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч | От 380 до 4800 |
| Диапазон измерений температуры нефти, °С | От минус 10 до 70 |
| Верхний предел измерений избыточного давления нефти, МПа | 10 |
| Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3 | От 700 до 1100 |
| Диапазон измерений объёмной доли воды в нефти, % | От 0,01 до 2,0 |
| Диапазон измерений кинематической вязкости нефти, сСт | От 0,5 до 100 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ± 0,6 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении избыточного давления нефти, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении температуры нефти, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении плотности нефти, кг/м3 | ± 0,3 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности системы при измерении объёмной доли воды в нефти, % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении кинематической вязкости нефти, % | ± 1,0 |
| Параметры измеряемой среды: |
| Избыточное давление, МПа, не более | 6,3 |
| Температура, °С | От минус 10 до 30 |
| Плотность в рабочих условиях, кг/м3 | От 750 до 950 |
| Кинематическая вязкость в рабочих условиях, сСт | От 0,5 до 80 |
| 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 | Непрерывный |
Знак утверждения типа
знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы методом компьютерной графики.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть". Резервная схема учета, заводской № 1 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | 1 экз. |
| МП 0089-14-2013 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть". Резервная схема учета. Методика поверки" | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0089-14-2013 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть". Резервная схема учета. Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИР" 26 декабря 2013 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объёмный расход 1775 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 700 до 1000 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;
- установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 2,00 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,02 %;
- рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1 -го разряда, диаметры капилляров 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность 0,02 %, 0,01 %, 0,005 %, 0,008 %, 0,007 % соответственно;
- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °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;
- 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 резервной схемой учета системы измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть", зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2014.16945.
Нормативные документы
ГОСТ P 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
