Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала (далее - система) предназначена для измерения расхода, количества (массы) и показателей качества рабочей среды (нефть, газовый конденсат стабильный, дизельное топливо, бензины прямогонные, бензины технические прямогонные, бензины для промышленных целей, фракция бензиновая прямогонная, бензин газовый стабильный, бензольная фракция) и определения массы нетто нефти.

Описание

Принцип действия системы основан на применении косвенного метода динамических измерений массы рабочей среды с помощью преобразователей расхода турбинных (далее -ТПР) и преобразователей плотности. Выходные сигналы ТПР, средств измерений (далее - СИ) температуры, давления, плотности, влагосодержания поступают на соответствующие входы системы обработки информации (далее - СОИ), который преобразует их и вычисляет массу рабочей среды. Массу нетто нефти определяют, как разность массы брутто нефти и массы балласта.

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 системы и эксплуатационными документами ее компонентов.

В состав системы входят:

- блок измерительных линий (далее - БИЛ), который состоит из пяти рабочих

измерительных линий (далее - ИЛ) DN 250, одной резервной ИЛ DN 250, одной резервноконтрольной ИЛ DN 250, входного коллектора DN 800, выходного коллектора DN 800 и коллектора выхода на трубопоршневую поверочную установку (далее - ТПУ) DN 400;

- блок измерений показателей качества рабочей среды (далее - БИК);

- блок ТПУ;

- СОИ.

Состав и технологическая схема системы обеспечивают выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение объемного расхода и объема рабочей среды;

- вычисление массы рабочей среды, массы брутто нефти и массы нетто нефти за установленные интервалы времени;

- дистанционное и местное измерение температуры и избыточного давления рабочей среды;

- автоматическое измерение плотности, вязкости, объемной доли воды в рабочей среде, разности давлений на фильтрах, объемного расхода рабочей среды в БИК;

- вычисление плотности рабочей среды, приведенной к стандартным условиям и условиям измерения объема;

- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти и вычисление средневзвешенного значения за установленные интервалы времени;

- определение массовой доли воды в нефти и вычисление средневзвешенного значения за установленные интервалы времени;

- контроль метрологических характеристик ТПР рабочих ИЛ по ТПР резервноконтрольной ИЛ без нарушения процесса измерений в автоматизированном режиме;

- контроль метрологических характеристик ТПР с применением ТПУ без нарушения процесса измерений в автоматизированном режиме;

- поверка ТПУ по передвижной поверочной установке на базе мерника в автоматизированном режиме;

- автоматический и ручной отбор проб;

- отображение (индикация), регистрация, хранение и передача на верхний уровень результатов измерений и вычислений;

- формирование и хранение отчетов об измеренных и вычисленных параметрах;

- защита системной информации от несанкционированного доступа.

С И, входящие в состав системы, представлены в таблице 1.

Таблица 1 - СИ, входящие в состав системы

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) системы реализовано в ИВК (ПО ИВК) и в АРМ оператора (ПО АРМ оператора «Форвард»). ПО обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений и вычислений системы, а также защиту и идентификацию ПО системы.

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

И дентификационные данные ПО системы приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО системы

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к 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) записываются 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 в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики системы, в том числе показатели точности, представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики системы

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Комплектность системы представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность системы

Поверка

осуществляется по документу МП 2308/1-311229-2016 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала. Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 23 августа 2016 г.

Основное средство поверки:

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB 1-го разряда, диапазон измерений объемного расхода от 300 до 2000 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,05 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов Таманского нефтяного терминала», аттестованная ООО Центр Метрологии «СТП», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1708/1-43-311459-2016 от 17 августа 2016 г.

Нормативные документы

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

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

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения