Система измерений количества и показателей качества нефти №104 на нефтебазе "Усть-Луга"

Назначение типа средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) № 104 на нефтебазе "Усть-Луга" (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти на нефтебазе "Усть-Луга" "Балтийской трубопроводной системы. БТС-2".

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 нефти с помощью преобразователей расхода турбинных и преобразователей плотности. Выходные сигналы преобразователей расхода турбинных, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss S600, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.

Система состоит из блока измерительных линий (четыре измерительных канала объёма нефти), резервного блока измерительных линий (четыре измерительных канала объёма нефти), блока трубопоршневой поверочной установки с контрольной измерительной линией (один контрольный измерительный канал объёма нефти), блока измерений показателей качества нефти (измерительные каналы температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти).

Особенностью конструкции системы является использование резервного блока измерительных линий, блока трубопоршневой поверочной установки с контрольной измерительной линией для СИКН № 104, СИКН № 731, СИКН № 732.

В состав системы входят следующие средства измерений:

- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 13425-06;

- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15644-06;

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15642-06;

- вычислители расхода жидкости и газа модели 7951, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 15645-06

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14557-10;

- преобразователи давления измерительные 3051, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14061-10;

- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 22257-05, с измерительными преобразователями 644, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 14683-09;

- манометры для точных измерений типа МТИ, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 1844-63;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 303-91;

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 23520-07;

- контроллеры измерительные FloBoss S600, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 38623-08.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение массы брутто нефти и объёмного расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;

- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, объёмной доли воды и плотности;

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

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

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение (ПО) реализовано в контроллере измерительном FloBoss S600 и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора СИКН № 104. ПО 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 процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса).

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице

ПО имеет:

- свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений контроллера измерительного

FloBoss S600 № 15510114-06, выданное ФГУП ВНИИР 12.12.2006 г.;

- свидетельство об аттестации программного обеспечения автоматизированного рабочего места оператора № 40014-11, выдано ФГУП ВНИИР 31.03.2011 г.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. 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) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО системы имеет уровень защиты C (в соответствии с МИ 3286-2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).

Технические характеристики

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МП 49364-12 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 104. Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 30.10.2011 г.

Перечень основных средств поверки:

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объёмный расход 4000 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, диапазон измерений от 300 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,36 кг/м3;

- контроллер измерительный FloBoss S600, пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объёма, массы ± 0,01 %;

- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до155 °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 х 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 5х108 имп.;

- установка пикнометрическая переносная, диапазон измерений плотности от 700 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м3;

- установка для поверки влагомеров, обеспечивающая монтаж влагомеров, циркуляцию и расход поверочной жидкости через влагомер в диапазоне от 0,5 до 6,5 м3/ч, включающая в себя диспергирующее устройство, обеспечивающее создание стабильных эмульсий и оборудованная термостатом, обеспечивающим поддержание температуры поверочной жидкости, равной 20 оС, со стабильностью ± 0,1 °С;

- средство измерений начального влагосодержания нефти с абсолютной погрешностью ± 0,02 %, объемной доли воды;

- установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01;

- титратор автоматический по методу К.Фишера DL-32;

- весы лабораторные электронные KT II AJ-6200 CE;

- 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 многофункциональный модели ASC300-R с внешним модулем абсолютного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, предел допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

Допускается применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных.

Сведения о методах измерений

В системе применен косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти. Методика измерений приведена в "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 104 на нефтебазе "Усть-Луга", зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2011.10311.

Нормативные документы

1. ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.