Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 714 на ЛПДС «Унеча» (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 преобразователей объемного расхода, температуры, давления, плотности, 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, системы сбора, обработки информации и управления 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 и одной контрольно-резервной измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 250 (далее -рабочие ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15427-01;
- счетчик (преобразователь) жидкости лопастной Dy 16” (далее - контрольнорезервный ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 44007-10;
- термопреобразователи сопротивления серии TR, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 17622-03, в комплекте с преобразователями вторичными Т модификации Т31, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15153-03;
- датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 39539-08;
- преобразователи давления измерительные EJX, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 28456-04 и 28456-09;
- преобразователи (датчики) давления измерительные EJX, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 59868-15;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14061-04;
- преобразователи плотности измерительные модели 7835, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15644-96;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15642-06, в комплекте с устройствами измерения параметров жидкости и газа
модели 7951, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15645-96;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14557-10;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 57762-14.
В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000 (далее - ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15066-01, с автоматизированными рабочими местами (АРМ) оператора системы с прикладным программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН».
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;
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 26803-06 и 26803-11;
- манометры образцовые показывающие МО 160, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 47322-11;
- манометры показывающие R, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 30885-11;
- 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:
- автоматическое измерение объема, объемного расхода и массы брутто 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;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной химико-аналитической лаборатории;
- проведение контроля метрологических характеристик рабочих ТПР с применением контрольно-резервного ТПР, применяемого в качестве контрольного;
- проведение контроля метрологических характеристик и поверки ТПР с применением трубопоршневой поверочной установки;
- автоматический и ручной отбор проб нефти 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) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и АРМ оператора системы с прикладным ПО «Rate АРМ оператора УУН».
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО АРМ оператора (основной, резервный) | ПО ИВК (основной) | ПО ИВК (резервный) |
| Идентификационное наименование ПО | «RateCalc» | - | - |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 2.4.1.1 | 24.74.13 | 24.74.13 |
| Цифровой идентификатор ПО | F0737B4F | - | - |
ПО системы имеет средний уровень защиты 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».
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы и физикохимические показатели измеряемой среды приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (три рабочие, одна контрольно-резервная) |
| Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч | от 300 до 5700 |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа, не более | 2,5 |
| 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 |
| Физико-химические показатели измеряемой среды |
| Температура измеряемой среды, °С | от +4 до +35 |
| Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м | от 800 до 900 |
| Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) | от 5 до 40 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Основные технические характеристики |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22; 380 50 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха, %, не более | От -26 до +40 95 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 8 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 714 на ЛПДС «Унеча», заводской № 714 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 714 на ЛПДС «Унеча». Методика поверки | МП 0306-14-2015 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0306-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 714 на ЛПДС «Унеча». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30 ноября 2015 г.
Основные средства поверки:
- установка трубопоршневая поверочная двунаправленная с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 1900 м /ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %.
Допускается применять не указанные в перечне средства поверки, обеспечивающие определение (контроль) метрологических характеристик 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 № 714 на ЛПДС «Унеча» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/344014-15).
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 714 на ЛПДС «Унеча»
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
65046-16: Методика поверки МП 0306-14-2015Скачать506.9 Кб