Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев -Лопатино» АО «Транснефть - Приволга» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти, при проведении учетных операций.
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 комплекс измерительно-вычислительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет 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 или определенной по результатам измерений объёмной доли воды с помощью влагомера нефти поточного.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), 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 (СИ):
- преобразователи расхода турбинные HTM16 (далее - ТПР), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный) № 56812-14;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - 1111), регистрационный № 52638-13;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, регистрационный № 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-10;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный № 48218-11;
- преобразователи измерительные Rosemount 644 и 3144Р, регистрационный № 56381-14, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Rosemount 0065, регистрационный 53211-13;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-10;
- датчики давления Метран-150СБ, регистрационный № 32854-13;
- преобразователи давления измерительные EJX 530A и EJX 110А, регистрационный № 28456-09;
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 90 модели 2820, регистрационный № 49521-12;
- газоанализаторы СГОЭС, регистрационный № 32808-11.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный (ИВК) ИМЦ-07, регистрационный № 53852-13, свидетельство ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) ИВК от 15.04.2013 № ПО - 2550 - 06 - 2013;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с программным обеспечением «Форвард «Pro», свидетельство ФГУП «ВНИИР» о метрологической аттестации программного обеспечения от 11 сентября 2012 г. № 23104-12.
В состав системы входят показывающие СИ:
- манометры показывающие RFChG, регистрационный № 30855-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, регистрационный № 303-91.
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 или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением влагомера;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и контрольно-резервного ТПР с применением установки поверочной трубопоршневой (ТПУ);
- проведение КМХ рабочих ТПР по контрольно-резервного ТПР применяемому в качестве контрольного ТПР;
- 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 (комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 и АРМ оператора «Форвард «Pro») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Сведения о ПО указаны в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО АРМ оператора «Форвард «Pro»» | ПО ИМЦ-07 |
| Идентификационное наименование ПО | ArmA.dll, ArmMX.dll, ArmF.dll | EMC07.exe |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 4.0.0.1 | РХ.7000.01.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 8B71AF71, 30747EDB, F8F39210 | 7А70F3CC |
| Алгоритм вычисления | CRC32 | CRC32 |
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. 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 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 в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует среднему уровню защиты.
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 (показателя) | Значение характеристики (показателя) |
| Количество измерительных линий | 3 (2 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
| Объемный расход рабочей среды через систему: - минимальный, м3/ч - максимальный, м3/ч | 900 5024,6 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы: - при измерении массы брутто рабочей среды, % - при измерении массы нетто рабочей среды, % | ± 0,20 ± 0,30 |
| Давление рабочей среды в системе с учетом ее подключения к технологическим трубопроводам, МПа: - минимально допускаемое - максимально допускаемое | 0,3 1,0 |
| Суммарные потери давления на системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа: - в рабочем режиме, не более - в режиме поверки/КМХ, не более | 0,2 0,4 |
| Диапазон изменений температуры рабочей среды, °С | от 5,0 до 35,0 |
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Плотность рабочей среды, кг/м3: - при минимальной в течение года температуре рабочей среды -при максимальной в течение года температуре рабочей среды | от 860,3 до 880,0 от 845,0 до 859,1 |
| Наименование характеристики (показателя) | Значение характеристики (показателя) |
| Кинематическая вязкость рабочей среды в рабочем диапазоне температуры, мм /с (сСт) | от 5,0 до 50,0 |
| Давление насыщенных паров при максимальной температуре рабочей среды, кПа (мм рт.ст.), не более | 48,5 (364) |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Концентрация хлористых солей, мг/дм3 | от 10 до 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Содержание парафина, %, не более | 6,0 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 100,0 |
| Массовая доля серы, %, не более | 1,80 |
| Массовая доля метил- и этил-меркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более | 100,0 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим работы системы | непрерывный |
| Режим управления: - запорной арматурой блока измерительных линий - регуляторами расхода | автоматизированный автоматический |
| Электроснабжение | (380 ± 38) В, 3-х фазное, (50 ± 0,5) Гц (220 ± 22) В, однофазное, (50 ± 0,5) Гц |
| Температура воздуха внутри помещений блока измерений показателей качества нефти, °С | от 18 до 25 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев - Лопатино» АО «Транснефть - Приволга» типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев -Лопатино» АО «Транснефть - Приволга», 1 шт., заводской № 1;
- Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев - Лопатино» АО «Транснефть - Приволга»;
- Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев - Лопатино» АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки. МП 0303-14-2015.
Поверка
осуществляется по документу МП 0303-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев - Лопатино» АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки.», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 24 августа 2015 г.
Основным средством поверки является ТПУ с максимальным объемным расходом 4000 м /ч, и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %.
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 № 909 МН «Куйбышев -Лопатино» АО «Транснефть - Приволга» (свидетельство об аттестации методики измерений №01.00257-2013/202014-15).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев - Лопатино» АО «Транснефть - Приволга»
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
62906-15: Описание типа СИСкачать80.6 Кб