Система измерений количества и показателей качества нефти № 24

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 24 (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы (брутто, нетто) и показателей качества нефти на НПС "Александровская" ОАО "Центрсибнефтепровод".

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. Масса нетто нефти вычисляется по алгоритму, реализованному в компьютере автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора системы.

В состав системы входят:

-    блок измерительных линий, имеющий пять рабочих и одну резервную измерительные линии, параллельная работа которых обеспечивает необходимое значение объемного расхода через систему при измерениях массы брутто нефти; одну контрольно-резервную измерительную линию, предназначенную для контроля метрологических характеристик рабочих и резервного преобразователей расхода жидкости при эксплуатации в качестве контрольной или для обеспечения необходимого значения объемного расхода через систему при эксплуатации в качестве резервной;

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

-    система обработки информации (СОИ), состоящая из шкафа с установленными контроллерами измерительными FloBoss S600+ с программным обеспечением (ПО), шкафа с установленными контроллерами программируемыми SIMATIC S7-400, шкафа с вторичной аппаратурой и АРМ оператора системы с ПО.

В системе применены типы средств измерений указанных в таблице 1.

Таблица 1

Для поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода применяется установка двунаправленная трубопоршневая поверочная для жидкостей Ду 30" (далее - поверочная установка), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 20054-00.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

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

-    автоматическое измерение температуры, избыточного давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти, разности давления на фильтрах;

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

-    поверка и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода по поверочной установке в автоматизированном режиме;

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

-    автоматический и ручной отбор проб нефти;

-    автоматизированное измерение массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей механических примесей и хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории по объединенной пробе или вычисленной СОИ по результатам измерений объемной доли воды влагомером нефти поточным УДВН-1пм;

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

-    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 из-

лист № 3 всего листов 6

мерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок".

Программное обеспечение

реализовано в контроллерах измерительных FloBoss S600+, контроллерах программируемых SIMATIC S7-400 и компьютере АРМ оператора системы. 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 все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименование и идентификационные данные метрологически значимой части ПО указаны в таблице 2.

Таблица 2

ПО системы имеет:

-    аттестат № 7/2013 от 11.12.2013 о метрологической аттестации программного обеспечения "Программное обеспечение контролеров измерительных FloBoss модели S600, S600+, фирмы "Emerson Process Management Ltd", версии 06.13, 06.13/13" выданный ФБУ "Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Республике Татарстан";

-    аттестат № 17068 от 25.05.2013 о метрологической аттестации программного обеспечения "Программное обеспечение - Автоматизированное рабочее место оператора СИКН "ГКС РАСХОД НТ", выданный ФБУ "Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Республике Татарстан".

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений осуществляется путем: разделения, идентификации и защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация метрологически значимой части ПО системы осуществляется путем сличения контрольных сумм ПО, отображаемых на мониторах контроллеров измерительных FloBoss S600+ и АРМ оператора системы с данными, приведенными в таблице 2 данного документа.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения 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 от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты "C" согласно МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3.

Таблица 3

Таблица 4

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МП 0096-14-2013 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 24. Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИР" 25 ноября 2013 г.

Основные средства поверки:

-    установка двунаправленная трубопоршневая поверочная для жидкостей Ду 30", максимальный объёмный расход 2000 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

-    установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 700 до 1100 кг/м , пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;

-    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 24 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

-    калибратор давления грузопоршневой модели TSQ-4000N-1/C, нижний предел воспроизведения давления 0,1 МПа, верхний предел воспроизведения давления 4 МПа, пределы допускаемой погрешности ± 0,025 %;

-    устройства поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа "УПВА-Эталон", пределы допускаемой основной абсолютной погрешности задания силы постоянного тока ± 0,003 мА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности задания периода следования импульсов ± 0,001 % в диапазоне от 0,1 до 10000 Гц (диапазон задания периода 0,5 мкс, диапазон задания количества импульсов в пачке от 1 до 16* 106 имп);

-    установка для поверки влагомеров нефти УПВ ТУ 4318-021-25567981-2002.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 24", зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2013.15656.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 24

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

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.