Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы и показателей качества нефти транспортируемой по трубопроводу при проведении учетных операций при сдаче нефти из резервуарного парка ОАО «НК «Янгпур» динамических в магистральный нефтепровод системы ОАО «АК «Транснефть» «Тарасовское - Муравленковское».
Описание
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 и эксплуатационными документами ее компонентов.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы счетчиков-расходомеров массовых, преобразователей температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.
В состав системы входят:
- блок измерительных линий, имеющий одну рабочую и одну контрольно-резервную измерительные линии, обеспечивающий необходимое значение массового расхода при динамических измерениях массы брутто нефти, контрольно-резервная измерительная линия, используется как резервная или контрольная для контроля метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых;
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК) предназначенный для измерений температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объёмной доли воды в нефти;
- пробозаборное устройство щелевого типа с лубрикатором;
- установка поверочная трубопоршневая, предназначенная для поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых;
- устройство подключения установки поверочной трубопоршневой передвижной 1-го разряда;
- система обработки информации.
В системе применены следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF, модификации CMF 300 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 13425-06;
- датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 39539-08;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14061-04;
- преобразователи давления AUTROL модели АРТ 3100, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 37667-08;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15644-06;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14557-10;
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15642-06;
- ротаметр Н 250, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 19712-08;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91;
- манометры для точных измерений типа МТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 1844-63;
- установка трубопоршневая "Сапфир МН" модели "Сапфир МН"-100 (далее - ТПУ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №41976-09;
- комплекс измерительно-вычислительный "ИМЦ-03" (далее - ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 19240-05.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто и массового расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, массовой доли воды в нефти;
- автоматизированное измерение массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды и плотности;
- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной доли воды в нефти;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- поверка и контроль метрологических характеристик СРМ с применением ТПУ;
- контроль метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольному СРМ;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) реализовано в ИВК и автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора.
ПО ИВК согласно описания типа (Госреестр № 19240-05) не имеет идентификационных признаков.
Идентификационные данные ПО АРМ оператора приведены в таблице.
1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | "Rate АРМ оператора УУН" |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.0.0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 8B71AF71 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
ПО обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется установкой логина и пароля.
ПО имеет средний уровень защиты.
Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Диапазон динамических измерений массового расхода, т/ч | От 20 до 88 |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (одна рабочая и одна контрольно-резервная) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
| Параметры измеряемой среды |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" |
| Избыточное давление измеряемой среды в системе, МПа | От 0,3 до 4,0 |
| Температура измеряемой среды, °С | От 5 до 35 |
| Плотность измеряемой среды в течение года, кг/м3 | От 750 до 880 |
| Кинематическая вязкость измеряемой среды при рабочей температуре, сСт, не более | 25 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Содержание свободного газа | Не допускается |
| Режим работы системы | Непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а. Заводской № 210/2008 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 569а | 1 экз. |
| МП 0137-14-2014 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а. Методика поверки" | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0137-14-2014 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а. Методика поверки", утверждённому
ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИР" 29.07.2014 г.
Основные средства поверки:
- ТПУ, максимальный объёмный расход 100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 650 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;
- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R c внешними модулями APM015PGHG и APM03KPAHG, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
- 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 ± 5*10-4 % 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.
Допускается применение других средств поверки с характеристиками не хуже указанных.
Сведения о методах измерений
В системе применен прямой метод динамических измерений массы брутто нефти. Методика измерений приведена в "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 569а, аттестована ГНМЦ ФГУП "ВНИИР", свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/132014-14 от 08.07.2014.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".
Рекомендации к применению
Осуществление торговли.
