Система измерений количества и показателей качества нефти № 100 ПСП "Тайшет-1"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 100 ПСП «Тайшет-1» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей объемного расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей объемного расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, стационарной трубопоршневой поверочной установки, системы обработки информации и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из трех рабочих, одной резервной и одной контрольно-резервной измерительных линий.

В состав системы входят следующие средства измерений:

- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N (далее - ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 15427-06;

- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 14061-04;

- датчики давления «Метран-100», тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 22235-01;

- преобразователь давления AUTROL модели APT3100, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 37667-08;

- термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 27129-04;

- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 15644-06;

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 15642-01;

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном

информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 14557-05;

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном

информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 14557-10;

- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT97, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 22214-01;

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - стационарная ТПУ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 37248-08;

- мерники металлические образцовые 1-го разряда М1р, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 5189-02;

- весы платформенные ЕВ3, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 33640-06;

- компаратор весовой ВК, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 27744-04;

- гиря класса точности F1, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 23653-02;

- гири с номинальным значением массы 20 кг класса точности М1 параллелепипедной формы, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 811-03;

- счетчик жидкости турбинный ППТ-ПВ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 26636-04.

В систему обработки информации системы входит:

- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07  (далее - ИВК), тип

зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 53852-13, с автоматизированными рабочими местами (АРМ) оператора системы.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

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

- термометры стеклянные лабораторные ТЛ-4м серии «Labtex», тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 28208-04;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение массы нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;

- автоматическое измерение плотности, вязкости и объемной доли воды;

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

- проведение контроля метрологических характеристик ТПР с применением контрольно-резервного ТПР, применяемого в качестве контрольного;

- проведение контроля метрологических характеристик и поверки ТПР с применением стационарной ТПУ;

- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

- автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

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 (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса). Идентификационные данные ПО системы указаны в таблицах 1 и 2.

Таблица 1

Таблица 2

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

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе ИВК и АРМ оператора системы структуры идентификационных данных. 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 ввода 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 -средний.

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные метрологические и технические характеристики

Знак утверждения типа

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

Комплектность

- система измерений количества и показателей качества нефти № 100 ПСП «Тайшет-1», 1 шт., заводской № 100;

- инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 100 ПСП «Тайшет-1», 1 экз.;

- Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 100 ПСП «Тайшет-1». Методика поверки. МП 0189-14-2014», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 24 октября 2014 г., 1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0189-14-2014 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 100 ПСП «Тайшет-1». Методика поверки.», утвержденной ФГУП «ВНИИР» 24 октября 2014 г.

Основные средства поверки:

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, верхний предел диапазона измерений объемного расхода 1900 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

- калибратор многофункциональный MC5-R-IS в комплекте с внешними модулями давления EXT 2OC-IS и EXT 100-IS, нижний предел воспроизведения давления минус 0,1 МПа, верхний предел воспроизведения давления 10 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± (0,025 % от показаний + 0,01 % от верхнего предела);

- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В) в комплекте с угловыми термометрами STS-100 A 901, диапазон воспроизводимых температур от минус 24 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- установка переносная пикнометрическая Аргоси, диапазон измерений плотности от 500 до 2000 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м3;

- преобразователь вязкости жидкости 7829 Master, диапазон измерений динамической вязкости от 0,5 до 100 мПа •с, пределы допускаемой приведенной погрешности ± 0,5 %;

- установка поверочная для средств измерений динамической вязкости УПД-1-АТ, диапазон измерений динамической вязкости от 4 до 60 мПа •с (сПз), пределы допускаемой приведенной погрешности ± 0,4 %;

- влагомер эталонный лабораторный товарной нефти ЭУДВН-1л, диапазон измерений объемной доли воды от 0,02 % до 2,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности в поддиапазоне измерений объемной доли воды от 0,02 % до 1,0 % включительно - ± 0,02 %, в поддиапазоне измерений объемной доли воды от 1,0 % до 2,0 % - ± 0,03 %;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности формирования силы тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности формирования периода импульсных последовательностей задания и периода следования импульсов ± 5-10’4 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности формирования количества импульсов в пачке ± 2 имп.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 100 ПСП «Тайшет-1» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/204014-14).

Нормативные документы

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли.