Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций на ПСП НПС "Махачкала" ОАО "Черномортранснефть".
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 прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные сигналы измерительных преобразователей расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.
Система состоит из трех рабочих и одного резервного измерительных каналов массы нефти и измерительных каналов температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти.
В состав системы и входят следующие средства измерений:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 13425-06;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15644-06;
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15642-06;
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 22257-01 с измерительным преобразователем 644, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14683-00;
- преобразователь давления измерительный 3051, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14061-99;
- измерительно-вычислительный контроллер OMNI 6000, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15066-01;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14557-10;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 20054-01;
- манометр для точных измерений типа МТИ, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 1844-63;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций :
- автоматизированное измерение массы брутто нефти и массового расхода нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;
- измерение массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды и плотности;
- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной доли воды в нефти;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Система расположена на НПС "Махачкала" ОАО "Черноморнефть", г. Махачкала, Республика Дагестан, РФ.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в измерительновычислительных контроллерах OMNI 6000 и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора системы. ПО обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется установкой логина и пароля.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Другие идентификационные данные | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО основного контроллера измерительновычислительного OMNI 6000 | v24.75.01 | 0942 | - | CRC16 |
| ПО резервного контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000 | v24.75.01 | ЕС21 | - | CRC16 |
| "RATE АРМ оператора УУН", РУУН 2.1-07 АВ | 2.1.1.1 | Нет | - | - |
ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000 имеет свидетельство об аттестации алгоритма и программного обеспечения № 2301-05м-2009, выданное ВНИИМ им. Д.И. Менделеева, 15.10.09 г.
ПО АРМ оператора системы имеет свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 802-08, выданное ФГУП ВНИИР, 10.12.07 г.
ПО системы имеет уровень защиты "C"
Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | От 120 до 800 |
| Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3 | От 800 до 930 |
| Диапазон измерений кинематической вязкости нефти, сСт | От 3 до 120 |
| Верхний предел измерений избыточного давления нефти в системе, МПа | 6,3 |
| Диапазон измерений температуры нефти, °С | От 5 до 35 |
| Диапазон измерений объёмной доли воды, % | От 0,01 до 2,00 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления, % | ± 0,5 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений температуры, °С | ± 0,2 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 | ± 0,3 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, % | ± 0,05 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений кинематической вязкости нефти, % | ± 1,0 |
| Параметры измеряемой нефти |
| Избыточное давление нефти в системе, МПа | От 3,0 до 6,3 |
| Температура нефти, °С | От 5 до 35 |
| Плотность нефти в рабочих условиях, кг/м3 | От 800 до 930 |
| Кинематическая вязкость в рабочем диапазоне температуры, сСт | От 3 до 120 |
| Содержание массовой доли воды, %, не более | 0,5 |
| Содержание массовой доли механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Электроснабжение | 380 В, трехфазное, 50 Гц 220 В, однофазное, 50 Гц |
| Категория электроснабжения по документу "Правила устройства электроустановок" (ПУЭ) | 1 |
| Средний срок службы, год, не менее | 10 |
| Режим работы | Непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 73, заводской № 01 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 73 | 1 экз. |
| МП 47264-11 "Инструкция ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 73. Методика поверки" | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 47264-11 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 73. Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИР" 19.11.2010 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальнный расход 1100 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;
- 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.
- манометр грузопоршневой МП-60 I или II разряда с пределами допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,02 % или ± 0,05 % соответственно.
Допускается использование других средств поверки с метрологическими харатеристиками, не устапаюшими указанным.
Сведения о методах измерений
В системе применен прямой метод динамических измерений массы брутто нефти, приведенный в инструкции "ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 73 ОАО "Черномортранснефть", зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № ФР.1.29.2014.17154.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
