Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО «Транснефть - Восток» (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 трех рабочих, двух резервных и одной контрольной измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N (далее - ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 15427-06;
- преобразователи давления измерительные EJX, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 28456-09;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 14061-99;
- датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 39539-08;
- преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 14683-00, в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 22257-01;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 15644-06;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 52638-13;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 15642-01, в комплекте с устройством измерения параметров жидкости и газа модели 7951, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 15645-01;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 14557-10;
- счетчик нефти турбинный МИГ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 12186-90;
- двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» Ду 30” (далее - стационарная ТПУ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 20054-00;
- образцовый мерник 1-го разряда, 1984 года выпуска, зав. № 7034, прошедший процедуру метрологической аттестации, протокол метрологической аттестации от 20 января 1985 г.;
- весы электронные K, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 19327-05;
- компаратор весовой ВК, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 27744-04;
- гири класса точности F1, М1, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 30010-06.
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 контрольного 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
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | EMC07.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | РХ.7000.01.02 |
| Цифровой идентификатор ПО | F47A83E0 |
| Другие идентификационные данные | Прикладное ПО ИВК |
Таблица 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | MassaNetto Calc.fct | Man_Dens. fct | MPSIKN. bmo | KMX_KPR. bmo | KMX_TPU .bmo | MI3380. bmo |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - | - | - | - | - | - |
| Цифровой идентификатор ПО | 90A86D7A | 31A90EB4 | F92EE8D3 | 1C5A09E6 | E3B5006C | 4522CBB0 |
| Другие идентификационные данные | ПО АРМ оператора «ГКС расход НТ» версия 2.0 |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
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
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Количество измерительных линий, шт. | 6 (3 рабочие, 2 резервные, 1 контрольная) |
Окончание таблицы 3 - Основные метрологические и технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Диапазон измерений расхода, м 3/ч | От 300 до 4800 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
| Режим работы системы | Непрерывный |
| Параметры измеряемой среды |
| Избыточное давление нефти, МПа | От 0,2 до 1,2 |
| Температура нефти, °С | От минус 5 до плюс 15 |
| Плотность нефти в рабочих условиях, кг/м3 | От 824 до 885 |
| Кинематическая вязкость нефти в рабочих условиях, мм2/с (сСт) | От 4 до 20 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 300 |
| Содержание свободного газа, % | Не допускается |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО «Транснефть - Восток», 1 шт., заводской № 450;
- инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО «Транснефть - Восток», 1 экз.;
- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО «Транснефть - Восток». Методика поверки. МП 0150-14-2014», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 18 июня 2014 г., 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0150-14-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО «Транснефть - Восток». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 18 июня 2014 г.
Основные средства поверки:
- двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» Ду 30”, 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 250-IS и EXT 100-IS, нижний предел воспроизведения давления минус 0,1 МПа, верхний предел воспроизведения давления 25 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± (0,025 % П + 0,015 % ВП);
- 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 пикнометрическая H&D Fitzgerald LTD, диапазон измерений плотности от 700 до 1600 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;
- установка поверочная для средств измерений динамической вязкости УПД-1-АТ, диапазон измерений динамической вязкости от 4 до 60 мПахс (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 %;
- устройство поверки вторичной аапаратуры систем измерений количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа «УПВА-Эталон», пределы допускаемой абсолютной погрешности задания силы постоянного тока ± 0,003 мА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности задания и периода следования импульсов ± 0,001 % в диапазоне задания частоты следования импульсов от 1 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности формирования количества импульсов между сигналами «Старт» и «Стоп» имитатора детекторов ТПУ - 0 имп., диапазон регулировки длительности сигнала от 1 до 999 мс.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП АУНН ООО «Транснефть - Восток» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/153014-14).
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
