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

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

Окончание таблицы 1

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

Таблица 2

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

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

Окончание таблицы 4

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

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.