Система измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН "Сковородино"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН «Сковородино» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей объемного расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей объемного расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

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 поверочной установки, системы обработки информации и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий.

В состав системы входят следующие средства измерений:

-    преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные серии HTM (далее -ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 38725-08;

-    преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами № 14061-04 и № 14061-10;

-    датчики давления «Метран-100», тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 22235-01;

-    датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 39539-08;

-    термопреобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 27129-04;

-    преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - 1111), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами № 15644-06 и № 52638-13;

-    преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 15642-06;

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 14557-10;

-    расходомер UFM 3030, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 32562-06;

-    установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - стационарная ТПУ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 37248-08;

-    мерники металлические образцовые 1-го разряда М1р, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 5189-02;

-    весы платформенные ЕВ3, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 33640-06;

-    весы-компаратор MCII, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 42987-09;

-    гиря класса точности Fi, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 15086-06;

-    гири с номинальным значением массы 20 кг класса точности М1 параллелепипедной формы, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 811-03.

В систему обработки информации системы входит:

-    комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 53852-13, с автоматизированными рабочими местами (АРМ) оператора системы.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры для точных измерений типа МТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 1844-63;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматизированное измерение массы нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;

-    автоматическое измерение плотности, вязкости и объемной доли воды;

-    измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

-    проведение контроля метрологических характеристик ТПР с применением контрольно-резервного ТПР;

-    проведение контроля метрологических характеристик и поверки ТПР с применением стационарной ТПУ;

-    автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

-    автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

-    защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

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). Идентификационные данные ПО системы указаны в таблицах 1 и 2.

Таблица 1

Другие идентификационные данные

Таблица 2

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Прикладное ПО ИВК

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе ИВК и АРМ оператора системы 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 соответствует уровню - средний.

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные метрологические и технические характеристики

Лист № 4 Всего листов 5

Окончание таблицы 3 - Основные метрологические и технические характеристики_

Знак утверждения типа

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

Комплектность

-    система измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН «Сковородино», 1 шт., заводской № 101;

-    инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН «Сковородино», 1 экз.;

-    Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН «Сковородино». Методика поверки. МП 0184-14-2014», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 21 ноября 2014 г., 1 экз.

Поверка

осуществляется по инструкции МП 0184-14-2014 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН «Сковородино». Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИР» 21 ноября 2014 г.

Основные средства поверки:

-    установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, верхний предел диапазона измерений объемного расхода 1900 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

-    калибратор многофункциональный MC5-R-IS в комплекте с внешними модулями давления EXT 20С-К и EXT 100-IS, нижний предел воспроизведения давления минус 0,1 МПа, верхний предел воспроизведения давления 10 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± (0,025 % от показаний + 0,01 % от верхнего предела);

-    калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В) в комплекте с угловыми термометрами STS-100 A 901, диапазон воспроизводимых температур от минус 24 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

-    установка переносная пикнометрическая Аргоси, диапазон измерений плотности от 500 до 2000 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3;

-    преобразователь вязкости жидкости 7829 Master, диапазон измерений динамической вязкости от 0,5 до 100 мПас, пределы допускаемой приведенной погрешности ± 0,5 %;

-    установка поверочная для средств измерений динамической вязкости УПД-1-АТ, диапазон измерений динамической вязкости от 4 до 60 мПас (сПз), пределы допускаемой приведенной погрешности ± 0,4 %;

-    влагомер эталонный лабораторный товарной нефти ЭУДВН-1л, диапазон измерений объемной доли воды от 0,02 % до 2,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности в

поддиапазоне измерений объемной доли воды от 0,02 % до 1,0 % включительно - ± 0,02 %, в поддиапазоне измерений объемной доли воды от 1,0 % до 2,0 % - ± 0,03 %;

-    установка поверочная влагомерная R-AT-MM/VL, диапазон воспроизведения объемной доли воды от 0 % до 100 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения объемной доли воды в поверочной жидкости для диапазона объемной доли воды от 0 % до 4 % ± 0,01 %;

-    устройство поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа «УПВА-Эталон», пределы допускаемой основной абсолютной погрешности задания силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности задания периода следования импульсов 0,001 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности формирования количества импульсов между сигналами «Старт» и «Стоп» имитатора детекторов ТПУ - 0 имп.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН «Сковородино» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/233014-14).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН «Сковородино»

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

Рекомендации к применению

- при существлении торговли.