Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 414 Саратовское РНУ Резервная схема учета предназначена для измерений массы нефти при проведении учетнорасчетных операций при сдаче нефти на ОАО «Саратовский НПЗ».
Описание
Принцип действия системы измерений количества и показателей качества нефти № 414 Саратовское РНУ Резервная схема учета основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с применением расходомера ультразвукового и преобразователя плотности жидкости измерительного. Выходные электрические сигналы с расходомера ультразвукового и преобразователя плотности жидкости измерительного поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто и нетто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 414 Саратовское РНУ Резервная схема учета представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из измерительной линии, блока измерений показателей качества нефти, системы обработки информации, щелевого пробозаборного устройства, узла регулирования давления нефти и узла подключения передвижной поверочной установки. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 414 Саратовское РНУ Резервная схема учета состоит из одного измерительного канала объема нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в блоке измерений показателей качества нефти, в которые входят следующие средства измерений:
- расходомер ультразвуковой UFM 3030К, заводской номер 4544/10699414;
- преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (Госреестр № 52638-13);
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (Госреестр № 14557-10);
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829 (Госреестр № 15642-06);
- контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (Госреестр № 38623-11);
- преобразователи давления измерительные, датчики температуры, расходомер ультразвуковой, манометры показывающие, термометры ртутные стеклянные лабораторные;
- автоматизированные рабочие места операторов.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 414 Саратовское РНУ Резервная схема учета обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти, а также массовой доли воды в нефти;
- автоматическое измерение температуры и давления в измерительной линий и блоке измерений показателей качества нефти;
- автоматический контроль разности давления на фильтрах блока измерений показателей качества нефти;
- автоматическое измерение плотности и вязкости нефти, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти в блоке измерений показателей качества нефти;
- измерение давления и температуры с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;
- контроль метрологических характеристик и поверка расходомера ультразвукового с применением передвижной или стационарной трубопоршневых поверочных установок;
- автоматизированное и ручное управление запорной и регулирующей арматурой;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- 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 аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в блоке измерений показателей качества нефти с применением поточного влагомера нефти;
- защита алгоритма и программы автоматизированного рабочего места оператора от несанкционированного доступа системой паролей;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение
системы измерений количества и показателей качества нефти № 414 Саратовское РНУ Резервная схема учета встроенное.
Программное обеспечение разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Метрологически значимая часть содержит в себе все алгоритмы, процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию программного обеспечения системы. Метрологически незначимая часть служит для взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами, отображением информации.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 1.
_______Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения________________
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Система измерения количества нефти и нефтепродуктов и их параметров Metering-АТ | _ | V1.2.xxx | cddf26d22df0c095 bc3df44bbcdc426c | MD5 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация программного обеспечения осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой
структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части программного обеспечения, представляет собой контрольную сумму по значимым частям.
Программное обеспечение 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 программного обеспечения для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в программном обеспечении 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 программного обеспечения системы измерений количества и показателей качества нефти № 414 Саратовское РНУ Резервная схема учета от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С».
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики системы измерений количества и показателей качества нефти № 414 Саратовское РНУ Резервная схема учета приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| 1 | 2 |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858 |
| Рабочий диапазон расхода, т/ч (м3/ч) | от 416 (465) до 1280 (1523) |
| Количество измерительных линий, шт. | 1 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности расходомера ультразвукового UFM 3030К, % | ± 0,40 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, % | ± 0,50 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, % | ± 0,60 |
| Рабочий диапазон температуры, °С | от плюс 6 до плюс 40 |
| Рабочий диапазон давления, МПа | от 0,25 до 0,7 |
| Рабочий диапазон плотности, кг/м3 | от 840 до 895 |
| Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) | от 5 до 100 |
| Суммарные потери давления при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - при проведении измерений - при проведении поверки или контроля метрологических характеристик | 0,2 0,4 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Массовая доля серы, %, не более | 1,8 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 100 |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более | 100 |
| 1 | 2 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более | 66,7 (500) |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим работы системы | непрерывный |
| Напряжение питания, В | 380 ± 38/220 ±22 |
| Частота, Гц | 50 ± 1 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 8 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С - относительная влажность окружающего воздуха, % - атмосферное давление, кПа | от минус 40 до плюс 50 от плюс 5 до плюс 25 от 45 до 80 от 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится на специальную табличку, закрепленную в верхней части системы, методом наклейки и в нижней части справа титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- Система измерений количества и показателей качества нефти № 414 Саратовское РНУ Резервная схема учета, заводской № 120 - 1 шт.;
- Руководство по эксплуатации - 1 экз.;
- Методика поверки МП 0086-1-2013 - 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0086-1-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 414 Саратовское РНУ Резервная схема учета. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 31 октября 2013 г.
Средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, верхний предел измерений расхода 1600 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- калибратор температуры модели АТС 156В, диапазон воспроизводимых температур от минус 24 °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 ± 540-4 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.;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления -нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
- установка пикнометрическая переносная, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,1 кг/м3 в диапазоне плотности от 600 до 1100 кг/м3;
- установка поверочная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 1,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,02 %.
Сведения о методах измерений
ФР.1.29.2014.16989 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 414 Саратовское РНУ Резервная схема учета».
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»;
2 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»;
3 Техническая документация ЗАО «Аргоси» (г. Москва).
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
