Система измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО "Транснефть - Верхняя Волга"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №  142

АО «Транснефть - Верхняя Волга» (далее - система) предназначена для автоматизированного коммерческого учета нефти, поступающей с АО «Транснефть - Прикамье» и подлежащей сдаче в АО «Транснефть - Верхняя Волга».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением ультразвуковых преобразователей расхода, плотности нефти с применением преобразователя плотности или в лаборатории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразователей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет комплекс измерительно-вычислительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объёмной доли воды с помощью влагомера нефти поточного.

Система, заводской № 104 представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из пяти (трех рабочих и двух резервных) измерительных линий массы брутто нефти. В систему входят следующие средства измерений и измерительные компоненты (СИ):

- счетчики ультразвуковые ALTOSONIC V (мод. ALTOSONIC VM) (далее - УПР), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный) № 18656-04;

- счетчики ультразвуковые «Altosonic V» (далее - УЗС), регистрационный № 69169-17;

- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), регистрационный № 52638-13;

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные мод. 7829, регистрационный № 15642-06;

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-10;

- расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный № 48218-11;

- преобразователи измерительные 644 и 3144Р, регистрационный № 14683-04 в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65, регистрационный № 22257-01;

- термопреобразователи сопротивления платиновые TR63, регистрационный № 4951912, в комплекте с преобразователями измерительными серии iTEMP модели ТМТ82, регистрационный № 50138-12;

- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационные № 14061-04;

- преобразователи (датчики) давления измерительные EJX 530A и EJX 110А, регистра-ци-онный № 59868-15;

В систему сбора и обработки информации системы входят:

- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИМЦ-07), регистрационный № 53852-13;

- АРМ оператора с программным обеспечением «Форвард «Pro».

В состав системы входят показывающие СИ:

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный № 26803-11;

- манометры для точных измерений типа МТИ, регистрационный № 1844-63;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, регистрационный № 30391.

Часть измерительных компонентов (СИ), входящих в состав СИКН, формируют вспомогательный измерительный канал (ИК) объема и объемного расхода нефти, метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности нефти и вязкости;

- вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением влагомера;

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

- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗС и УПР с применением установки поверочной трубопоршневой;

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

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

- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.

При использовании комплектного метода определения метрологических характеристик ИК объема и объемного расхода нефти, для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, конструкцией УПР, входящего в состав ИК объема и объемного расхода нефти, предусмотрены места установки пломб (фланцы), несущих на себе знак поверки (оттиск клейма поверителя), который наносится методом давления на свинцовые (пластмассовые) пломбы. Схема пломбирования от несанкционированного доступа с местами установки пломб представлена на рисунке 1.

Пломбы

Рисунок 1 - Схема пломбирования от несанкционированного доступа с местами установки пломб

Заводской номер системы нанесен типографским способом на информационную табличку, представленную на рисунке 2, установленную на площадке системы. Формат нанесения заводского номера - цифровой.

Пломбирование системы предусмотрено при определении метрологических характеристик объема и объемного расхода нефти. Нанесение знака поверки на систему не предусмотрено.

Рисунок 2 - Информационная табличка системы

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (ИМЦ-07 и АРМ оператора «Форвард «Pro») обеспечивает реализацию функций системы. Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе АРМ оператора структуры идентификационных данных.

Сведения о ПО указаны в таблице 1.

Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует среднему уровню защиты.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Технические характеристики

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики системы

Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики ИК

* Указаны минимальное и максимальное значения диапазона измерений. Фактический диапазон измерений определяется при определении метрологических характеристик соответствующего ИК объема и объемного расхода нефти и не может выходить за пределы приведенного диапазона измерений.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность системы

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Инструкция. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 142 НПС «Горький» Горьковского РНУ филиала АО «Транснефть - Верхняя Волга», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 381-RA.RU.312546-2023 от 08.09.2023.

Нормативные документы

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.1.1);

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».