Система измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО "Черномортранснефть"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО "Черномор-транснефть" (далее - система) предназначена для динамических измерений массы брутто нефти при проведении учетных операций между ПСП "Заречье" Краснодарского РУМН АО "Черномортранснефть" и ООО "РН-Туапсинский НПЗ".

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью преобразователей расхода, плотности, температуры, давления и измерительно-вычислительного контроллера.

Выходные сигналы преобразователей расхода, плотности, температуры, давления, вязкости, объёмной доли воды, массовой доли серы поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти как произведение объема и плотности, приведённых к стандартным условиям.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства.

Система состоит из:

- блока измерительных линий, имеющий две рабочие и одну резервную измерительные линии, параллельная работа которых обеспечивает необходимый диапазон измерений;

- общего для системы и для резервной системы измерений количества и показателей качества нефти № 464 блока измерений показателей качества нефти;

- узла подключения стационарной трубопоршневой поверочной установки;

- узла подключения передвижной поверочной установки на базе мерника и объемного счетчика для поверки стационарной трубопоршневой поверочной установки;

- системы сбора и обработки информации;

- системы дренажа.

Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами ее компонентов.

В состав системы входят следующие основные средства измерений:

- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 250 мм, модели 250-2000 (далее - ТПР), тип внесен в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений под номером (далее - номер в госреестре) 15427-06;

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

- термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644, номер в госреестре 39539-08;

- преобразователи давления измерительные 3051, номер в госреестре 14061-04;

- контроллер измерительно-вычислительный OMNI-6000 (далее - ИВК), номер в госреестре 15066-09;

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

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, номер в госреестре 26803-06.

В системе применяются общие с резервной системой учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО "Черномортранснефть" блок измерений

Лист № 2

Всего листов 5 показателей качества нефти и поверочная установка, в которых установлены следующие основные средства измерений:

- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, номер в госреестре 15644-06;

- расходомер UFM 3030, номер в госреестре 32562-09;

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, номер в госреестре 14557-05;

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, номер в госреестре 15642-06;

- анализатор серы модели ASOMA 682T-HP-EX, номер в госреестре 50181-12.

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - ТПУ), номер в госреестре 37248-08.

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

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

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

- автоматическое измерение объёмного расхода, объема, плотности, температуры, давления, вязкости, объёмной доли воды, массовой доли серы в нефти, объемного расхода в блоке измерений показателей качества нефти;

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

- поверка и контроль метрологических характеристик ТПР с помощью ТПУ;

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение

Система имеет программное обеспечение (ПО) реализованное в ИВК и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора с ПО "Программный комплекс ПО "Rate АРМ оператора УУН".

ПО ИВК и АРМ оператора настроены для работы в системе и испытаны при испытании системы в целях утверждения типа, имеют идентификационные данные, приведенные в таблице.

ПО обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется установкой логина и пароля.

ПО 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 типографским способом.

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МП 0274-14-2015 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО "Черномортранснефть". Методика поверки", утверждённому ЦИ СИ ФГУП "ВНИИР" 09.06.2015 г.

Перечень основных средств поверки:

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объёмный расход 1900 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,05 %;

Лист № 4

Всего листов 5

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

- калибратор температуры серии ATC-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 27 °С до 155 °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*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.;

- калибратор многофункциональный модели АРС с внешним модулем абсолютного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 70 бар, предел допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.

Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в данном описании типа.

Сведения о методах измерений

В системе применен косвенный метод динамических измерений массы нефти. Методика измерений приведена в документе "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 464", свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/240014-14 от 25.11.2014 г.

Нормативные документы

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