Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей объемного расхода, плотности, вязкости, температуры и давления поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
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 на систему и эксплуатационными документами на ее компоненты.
Система состоит из:
- блока измерительных линий;
- блока измерений показателей качества нефти;
- стационарной трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ);
- эталонной установки для поверки ТПУ;
- системы сбора, обработки информации и управления;
- системы дренажа.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений за установленные интервалы времени по каждой измерительной линии и системы в целом в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории, за установленные интервалы времени по каждой измерительной линии и системы в целом;
- автоматические измерения плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочих преобразователей расхода с применением контрольного преобразователя расхода на контрольно-резервной измерительной линии;
- поверка и КМХ преобразователей расхода с применением установки поверочной, аттестованной в установленном порядке в качестве эталона;
- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль технологических параметров нефти в системе, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
В составе системы применены средства измерений (СИ) утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав системы
| Наименование и тип СИ | Регистрационный номер |
| Преобразователи расхода турбинные HTM10 (далее - ТПР) | 56812-14 |
| Датчики температуры ТМТ142Я | 63821-16 |
| Датчики давления Метран-150 | 32854-13 |
| Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2 | 63044-16 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | 52638-13 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-10 |
| Преобразователи плотности и вязкости FVM | 62129-15 |
| Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 | 57762-14 |
| Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИВК) | 53852-13 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| Термометр электронный «ExT-01» | 44307-10 |
| Манометры МП показывающие и сигнализирующие | 59554-14 |
| Манометры показывающие МП | 47452-11 |
| Контроллеры программируемые SIMATIC S7-400 | 66697-17 |
| Устройство распределённого ввода-вывода SIMATIC ET200 | 66213-16 |
| Двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы "Daniel" Ду от 8" до 42" (далее - ТПУ) | 20054-00 |
Допускается применение СИ, находящихся на хранении, которые указаны в таблице 2, а именно:
Таблица 2 - СИ, находящиеся на хранении
| Наименование и тип СИ | Регистрационный номер |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N c Ду 250 мм | 15427-06 |
| Преобразователи давления измерительные EJX | 28456-09 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-99 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835) | 15644-06 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-01 |
| Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры | 14683-00 |
| Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829) | 15642-06 |
Пломбировка системы не предусмотрена. Пломбировка СИ из состава системы осуществляется в соответствии с их описаниями типа.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы в системе и испытано при испытании системы в целях утверждения типа. Идентификационные данные ПО приведены в таблицах 3, 4.
Уровень защиты ПО в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует высокому уровню защиты.
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | EMC07.Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | PX.7000.01.04 |
| Цифровой идентификатор ПО | A204D560 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора «ГКС расход НТ»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | MassaN ettoC alc.fct |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 90A86D7A |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | Man Dens.fct |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 31A90EB4 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | KMX KPR.bmo |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1C5A09E6 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | KMX TPU.bmo |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | E3B5006C |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
| |
| Идентификационное наименование ПО | MI3380.bmo |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 4522CBB0 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 5, 6.
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, м /ч | от 300 до 2100 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 6 - Основные технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (2 рабочие, 1 контрольная - резервная) |
| Избыточное давление нефти, МПа: - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимое | от 0,2 до 1,2 0,2 1,6 |
| Показатели качества измеряемой среды: - вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры, мм /с (сСт) - плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 - температура нефти, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более | от 4 до 30 от 824 до 885 от -2 до +15 0,5 300 0,05 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим работы системы | непрерывный |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
| Условия эксплуатации: о/~' - температура окружающего воздуха, С - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование, оС - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование, % - атмосферное давление, кПа | от -51 до +37 от +5 до +25 от 30 до 80 от 84,0 до 106,7 |
| Срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 7.
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 450,заводской № 450 | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 450. Методика поверки | МП 0643-14-2017 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0643-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 450. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 27.10.2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки ТПР, входящих в состав системы во всем диапазоне измерений;
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП Ангарского участка налива нефти филиала «Иркутское РНУ» ООО «Транснефть - Восток» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений от 05.10.2017 № 139-01.00152-2013-2017)
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 450
Приказ Минэнерго России от 15 марта 2016 г. № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
70803-18: Методика поверки МП 0643-14-2017Скачать7.0 Мб