Система измерений количества и показателей качества нефти №73

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций на ПСП НПС "Махачкала" ОАО "Черномортранснефть".

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 преобразователей массового расхода. Выходные сигналы измерительных преобразователей расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.

Система состоит из трех рабочих и одного резервного измерительных каналов массы нефти и измерительных каналов температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти.

В состав системы и входят следующие средства измерений:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 13425-06;

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15644-06;

- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15642-06;

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 22257-01 с измерительным преобразователем 644, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14683-00;

- преобразователь давления измерительный 3051, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14061-99;

- измерительно-вычислительный контроллер OMNI 6000, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15066-01;

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14557-10;

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 20054-01;

- манометр для точных измерений типа МТИ, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 1844-63;

- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций :

- автоматизированное измерение массы брутто нефти и массового расхода нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;

- 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;

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

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Система расположена на НПС "Махачкала" ОАО "Черноморнефть", г. Махачкала, Республика Дагестан, РФ.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в измерительновычислительных контроллерах OMNI 6000 и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора системы. ПО обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется установкой логина и пароля.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице

ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000 имеет свидетельство об аттестации алгоритма и программного обеспечения № 2301-05м-2009, выданное ВНИИМ им. Д.И. Менделеева, 15.10.09 г.

ПО АРМ оператора системы имеет свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 802-08, выданное ФГУП ВНИИР, 10.12.07 г.

ПО системы имеет уровень защиты "C"

Технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МП 47264-11 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 73. Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИР" 19.11.2010 г.

Основные средства поверки:

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальнный расход 1100 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;

- 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.

- манометр грузопоршневой МП-60 I или II разряда с пределами допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,02 % или ± 0,05 % соответственно.

Допускается использование других средств поверки с метрологическими харатеристиками, не устапаюшими указанным.

Сведения о методах измерений

В системе применен прямой метод динамических измерений массы брутто нефти, приведенный в инструкции "ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 73 ОАО "Черномортранснефть", зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № ФР.1.29.2014.17154.

Нормативные документы

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.