Система измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть". Резервная схема учета

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 683 п. 23 от 27.05.2014
Класс СИ 29.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть". Резервная схема учета (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.

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 косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей расхода жидкости, поточных преобразователей плотности жидкости, преобразователей температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.

В состав системы входят:

- блок измерительных линий , имеющий одну рабочую измерительную линию, обеспечивающую необходимое значение объемного расхода через систему при измерениях массы брутто нефти;

- система обработки информации.

При эксплуатации системы используются входящие в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть":

- блок измерений показателей качества нефти, предназначенный для измерений температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объёмной доли воды в нефти.

В системе применены типы средств измерений, указанные в таблице 1.

Таблица 1

Наименование средства измерений

Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №

Расходомер ультразвуковой UFM 3030 (далее - УЗПР)

48218-11

Датчики температуры 3144Р

39539-08

Преобразователи давления измерительные EJX

28456-09

Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

52638-13

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829

15642 -06

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

14557-10

Манометры для точных измерений типа МТИ

1844-63

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

303-91

Окончание таблицы 1

Наименование средства измерений

Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №

Анализатор серы мод. ASOMA 682Т

50181-12

Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее - ИВК)

38623-11

Контроллеры программируемые Simatic S7-300

15772-11

Для поверки и контроля метрологических характеристик УЗПР применяют средства измерений, указанные в таблице 2.

Таблица 2

Наименование средства измерений

Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №

Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - поверочная установка)

20054-06

Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM (далее -ТПР)

16128-10

Преобразователь жидкости лопастной M16-S6

12749-05

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение объема, объемного расхода и массы брутто нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости;

- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной доли воды в нефти;

- измерение давления и температуры нефти с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

- автоматическое вычисление массы нетто нефти как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточный УДВН-1пм;

- поверка и контроль метрологических характеристик УЗПР с применением поверочной установки, ТПР и преобразователя жидкости лопастного M16-S6, входящих в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть", в автоматизированном режиме;

- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

- автоматический и ручной отбор проб нефти;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

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) 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). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 3.

Таблица 3

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Другие идентификационные данные

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

для ПО S600+ Linux Binary.app

06.13/13

9935

-

CRC 16

для ПО АРМ оператора "ГКС Расход НТ" MassaNettoCalc.fct

1.0

BDE444A9

-

CRC 32

ПО имеет:

- для контролеров измерительных Floboss модели S600, S600+, аттестат ФБУ "Государственный региональный центр стандартизации, метрологи и испытаний в Республике Татарстан" о метрологической аттестации программного обеспечения № 7/2013 от 11.12.2013;

- для АРМ оператора аттестат ЦСМ Татарстан о метрологической аттестации программного обеспечения № 17068 от 25.05.2013.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на дисплее контроллера измерительного FloBoss S600+ и дисплее компьютера АРМ оператора. 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 введения 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 защиты "C".

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблице 4.                                                 Таблица 4

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия"

Количество измерительных линий, шт.

1 (одна рабочая)

Окончание таблицы 4

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч

От 380 до 4800

Диапазон измерений температуры нефти, °С

От минус 10 до 70

Верхний предел измерений избыточного давления нефти, МПа

10

Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3

От 700 до 1100

Диапазон измерений объёмной доли воды в нефти, %

От 0,01 до 2,0

Диапазон измерений кинематической вязкости нефти, сСт

От 0,5 до 100

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

± 0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

± 0,6

Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении избыточного давления нефти, %

± 0,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении температуры нефти, °С

± 0,2

Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении плотности нефти, кг/м3

± 0,3

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности системы при измерении объёмной доли воды в нефти, %

± 0,05

Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении кинематической вязкости нефти, %

± 1,0

Параметры измеряемой среды:

Избыточное давление, МПа, не более

6,3

Температура, °С

От минус 10 до 30

Плотность в рабочих условиях, кг/м3

От 750 до 950

Кинематическая вязкость в рабочих условиях, сСт

От 0,5 до 80

Массовая доля воды, %, не более

1,0

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

900

Содержание свободного газа

Не допускается

Режим работы системы

Непрерывный

Знак утверждения типа

знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы методом компьютерной графики.

Комплектность

Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.

Таблица 5

Наименование

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть". Резервная схема учета, заводской № 1

1 шт.

Инструкция по эксплуатации

1 экз.

МП 0089-14-2013 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть". Резервная схема учета. Методика поверки"

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0089-14-2013 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть". Резервная схема учета. Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИР" 26 декабря 2013 г.

Основные средства поверки:

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объёмный расход 1775 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

- установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 700 до 1000 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;

- установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 % до 2,00 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,02 %;

- рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1 -го разряда, диаметры капилляров 0,33, 0,48, 0,65, 0,97, 1,33 мм, относительная погрешность 0,02 %, 0,01 %, 0,005 %, 0,008 %, 0,007 % соответственно;

- 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 электрических сигналов ASC300-R в комплекте с двумя внешними модулями АРМН (APMO15PGHG и APMO3KPAHG), 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.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений резервной схемой учета системы измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть", зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2014.16945.

Нормативные документы

ГОСТ P 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание