Система измерений количества и показателей качества нефти № 494

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 494 (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы и показателей качества нефти на ПСП "Нижнекамский НПЗ".

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 счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы счетчиков-расходомеров массовых, датчиков температуры, преобразователей давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы контроллера измерительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.

Значение избыточного давления на измерительной линии, измеренное преобразователем давления, подается в измерительный преобразователь счетчика-расходомера массового для автоматической коррекции его показаний.

В состав системы входят:

- блок измерительных линий, имеющий две рабочие и одну контрольно-резервную измерительные линии, параллельная работа рабочих измерительных линий обеспечивает необходимое значение массового расхода при динамических измерениях массы брутто нефти. Контрольно-резервная измерительная линия используется как резервная или контрольная для контроля метрологических характеристик рабочих счетчиков-расходомеров массовых;

- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК) общий для основной и резервной систем, предназначенный для измерений температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объёмной доли воды в нефти;

- пробозаборное устройство щелевого типа с лубрикатором;

- установка поверочная, предназначенная для поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых;

- устройство подключения установки поверочной трубопоршневой передвижной 1-го разряда;

- система обработки информации.

В системе применены следующие средства измерений:

- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF, модели CMFHC3 (далее - СРМ), тип внесен в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений под номером (далее - номер в госреестре) 45115-10;

- преобразователи давления измерительные 3051, номер в госреестре 14061-10;

- датчики температуры 644, 3144Р, номер в госреестре 39539-08;

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, номер в госреест-ре 52638-13;

- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, номер в госреестре 15642-06;

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, номер в госреестре 14557-10;

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, номер в госреестре 26803-11;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, номер в госреестре 303-91;

- расходомер ультразвуковой UFM 3030, номер в госреестре 48218-11;

- контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (далее - ИВК), номер в госреестре 38623-11, программное обеспечение ИВК настроено и испытано в составе системы;

- контроллеры программируемые логические PLC Modicon (далее - ПЛК), номер в гос-реестре 18649-09;

- модули аналоговые ВМХАМ10800, BMXAMI0810, ВМХАМ10410, ВМХАМ10410Н, BMXART0414, BMXART0414H, BMXART0814, BMXART0814H, BMXAMO0210, BMXAMO0210H, BMXAMO0410, BMXAMO0802, BMXAMM0600, BMXAMM0600H, BMXEHC0200, BMXEHC0200H, BMXEHC0800, BMXEHC0800H, номер в госреестре 49662-12;

- установка поверочная FMD, номер в госреестре 47441-11;

- преобразователь расхода жидкости турбинный геликоидный HTM, номер в госреестре 38725-08;

- газоанализаторы ''СГОЭС', номер в госреестре 32808-11.

При ремонте системы допускается замена отказавшего средства измерений на другое, аналогичного типа.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение массы брутто, объёма, массового и объемного расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, массовой доли воды в нефти;

- автоматизированное 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;

- поверка и контроль метрологических характеристик СРМ с применением установки поверочной FMD или установки поверочной трубопоршневой передвижной 1-го разряда;

- контроль метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольному СРМ;

- контроль метрологических характеристик преобразователя плотности жидкости измерительного модели 7835, преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительного модели 7829, влагомеров нефти поточных УДВН-1пм;

- защита алгоритма и программного обеспечения системы от несанкционированного доступа установкой логинов и паролей разного уровня доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) реализовано в ИВК, ПЛК и автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора.

ПО ПЛК испытано при испытании в целях утверждения типа ПЛК. ПЛК предназначен для регулирования технологических параметров, выдачи сигналов сигнализации, диспетчерского управления технологическими процессами в системе. ПО ПЛК не относится к метрологически значимой части ПО системы.

ПО ИВК, АРМ оператора настроено для работы в системе и испытано при проведении испытаний в целях утверждения типа системы и имеет идентификационные данные, приведенные в таблице.

ПО обеспечивает реализацию функций системы.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием ограничения доступа к определенным частям системы и установкой логинов и паролей.

ПО системы имеет средний уровень защиты в соответствии с Р 50.2.077-2014 "ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения".

Технические характеристики

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МП 0255-14-2015 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 494. Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИР" 20.04.2015 г.

Основные средства поверки:

- установка поверочная FMD, максимальный объёмный расход 1350 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности 0,99 ± 0,05 %;

- установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 650 до 1100 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 воспроизводимой температуры от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- калибратор многофункциональный модели ASC300-R c внешними модулями APM015PGHG и APM03KPAHG, 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.

Допускается применение других средств поверки с характеристиками не хуже указанных.

Сведения о методах измерений

В системе применен прямой метод динамических измерений массы брутто нефти. Методика измерений приведена в "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 494 ПСП "Нижнекамский НПЗ", аттестована ГНМЦ ФГУП "ВНИИР", свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/242014-14.

Нормативные документы

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