Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти и показателей качества нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть-Западная Сибирь» и АО «Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании».
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, температуры и давления поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, 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.
В составе системы применены средства измерений утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав системы
| Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 250 мм (далее - ТПР) | 15427-01 |
| Преобразователь расхода жидкости эталонный лопастной модели М16^6 (далее - ЭПР) | 52888-13 |
| * Преобразователи (датчики) давления измерительные EJ | 59868-15 |
| Преобразователи давления измерительные FCX-AII | 53147-13 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | 52638-13 |
| ** Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП) | 14557-15 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829) | 15642-06 |
| Анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT | 47395-11 |
| Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2 | 63044-16 46375-11 |
| Датчики температуры ТМТ142R | 63821-16 |
| Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 | 57762-14 |
| Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № |
| Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 (далее - ИВК) | 53852-13 |
| Контроллеры программируемые логические REGUL RX00 | 63776-16 |
| Манометры МП | 59554-14 |
| Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3 | 17159-14 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
| Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - ТПУ) | 20054-12 |
Примечание ** - Применяется при температуре измеряемой среды от минус 2 до плюс25 °С.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории, и массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП, за установленные интервалы времени по каждой измерительной линии и системы в целом;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) и поверки рабочих ТПР с применением ЭПР на контрольной ИЛ;
- проведение поверки и КМХ ПР с применением ТПУ;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- контроль технологических параметров нефти в системе, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может
повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора.
Идентификационные данные указаны в таблице 2.
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.
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
| ПО АРМ оператора «Форвард «Pro»» | ПО ИВК |
| Идентиф икационное наименование ПО | ArmA.dll, ArmMX.dll, ArmF.dll | EMC07.Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 4.0.0.1 4.0.0.2 4.0.0.2 | РХ.7000.01.04 |
| Цифровой идентификатор ПО | 8B71AF71, ОС7А65BD, 96ED4C9В | А204D560 |
| Алгоритм вычисления | CRC32 | CRC32 |
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики системы и параметры измеряемой среды
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч | от 250 до 2500 |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (2 рабочие, 1 резервная, 1 контрольная) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - в рабочем режиме - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик | 0,2 0,4 |
| Режим работы системы | непрерывный |
| Режим управления - запорной арматурой - регуляторами расхода и давления | автоматизированный и ручной автоматизированный и ручной |
| Параметры измеряемой среды: |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Давление, МПа - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимое | от 0,5 до 4,0 0,24 4,0 |
| Диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт) | от 2,0 до 30,0*** |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| 1 | 2 |
| Диапазон плотности в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 | от 800,0 до 900,0 |
| Диапазон температуры, °С | от -10,0 до +25,0 |
| Давление насыщенных паров, кПа, не более | 66,7 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 6,0 |
| Массовая доля серы, % | от 0,3 до 1,8 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 100 |
| Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 °С, млн-1 (ррт), не более | 10,0 |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более | 100 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Примечание *** - При вязкости нефти от 8 до 30 сСт ТПР 285 м3/ч. | минимальное значение расхода для |
| Основные технические характеристики системы приведены в таблице 4. |
| Таблица 4 - Основные технические характеристики системы | |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| 1 | 2 |
| Параметры электропитания: |
| - напряжение переменного тока | 380 В, 3-х фазное, 50 Гц 220±22 В, однофазное, 50 Гц |
| Климатические условия эксплуатации системы: |
| Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды (с Изменениями № 1, 2, 3, 4, 5)»: - оборудование, размещенное в блоке измерений количества и показателей качества - оборудование, размещенное вне блока измерений количества и показателей качества | У4 ХЛ1 |
| - температура окружающего воздуха, °С | от -49 до +37 |
| - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С, | от +5 до +35 |
| - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % | от 30 до 80 |
| - атмосферное давление, кПа | от 84,0 до 106,7 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 452, заводской № 1 | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 452 ПСП Ачинской ЛПДС | | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 452. Методика поверки | МП 0487-14-2016 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0487-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 452. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30 ноября 2016 г.
Основные средства поверки:
ТПУ, применяемая в качестве рабочего эталона 1-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», обеспечивающая проведение поверки ТПР, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 20054-12; ЭПР, применяемый в качестве рабочего эталона 2-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», обеспечивающий проведение поверки ТПР, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 52888-13;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки на систему.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИКН с требуемой точностью.
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 № 452, свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 096-01.00152-2013-2016 от 17.10.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 452
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».
67365-17: Методика поверки МП 0487-14-2016Скачать1.0 Мб