Система измерений количества и показателей качества нефти № 104

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 104 (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы и показателей качества нефти на нефтебазе "Усть-Луга" "Балтийской трубопроводной системы. БТС-2".

Описание

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. 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 нефти с помощью преобразователей расхода турбинных и преобразователей плотности. Выходные сигналы преобразователей расхода турбинных, температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss S600, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система состоит из основного блока измерительных линий (две рабочих и одна контрольно-резервная измерительные линии), обеспечивающих при параллельном включении необходимый объёмный расход при динамических измерениях массы, резервного блока измерительных линий (четыре измерительные линии), предназначенных для использования при отказе основной измерительной линии, блока трубопоршневой поверочной установки с контрольной измерительной линией для поверки и контроля метрологических характеристик преобразователя расхода жидкости турбинного MVTM, блока измерений показателей качества нефти (измерения температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти).

Особенностью конструкции системы является использование резервного блока измерительных линий, блока трубопоршневой поверочной установки с контрольной измерительной линией для работы с СИКН № 104, СИКН № 731, СИКН № 732, расположенных на территории нефтебазы "Усть-Луга".

В состав системы входят следующие основные средства измерений:

- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM Ду 16" (далее - ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее - номер в госреестре) 16128-10;

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

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, номер в госреестре 15642-06;

- вычислители расхода жидкости и газа модели 7951, номер в госреестре 15645-06;

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

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

- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, номер в госреестре 22257-05, с измерительными преобразователями 644, номер в госреестре 14683-09;

- манометры избыточного давления для точных измерений МТИф, номер в госреестре 34911-07;

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

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - ТПУ), номер в гос-реестре 20054-06;

- контроллеры измерительные FloBoss модели S600 (далее - ИВК), номер в госреестре 38623-08.

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

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

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

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

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

- 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.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Программное обеспечение

Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в ИВК и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора с ПО ""OZNA-Flow".

ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы в системе и испытано при испытании системы в целях утверждения типа, имеет идентификационные данные

Таблица 1

ПО обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием системы ограничения доступа, установкой логина и пароля разного уровня доступа.

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

Таблица 2

Продолжение таблицы 2

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Таблица 3

Поверка

осуществляется по документу МП 0323-14-2015 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 104. Методика поверки", утверждённому ЦИ СИ ФГУП "ВНИИР" 31.06.2015 г.

Перечень основных средств поверки:

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объёмный расход 4000 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

- установка пикнометрическая, диапазон определения плотности от 700 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м3;

- калибратор многофункциональный модели ASC300-R с внешним модулем абсолютного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, предел допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

- калибратор температуры АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимой температуры 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.;

- 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.

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 "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 104 на нефтебазе "Усть-Луга", зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2011.10311.

Нормативные документы

1. ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости".

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