Номер в госреестре | 57485-14 |
Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть" |
Изготовитель | ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа |
Год регистрации | 2014 |
МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
Описание типа | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть" (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
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 косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей расхода жидкости, поточных преобразователей плотности жидкости, преобразователей температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
В состав системы входят:
- блок измерительных линий, имеющий три рабочие и одну резервную измерительные линии, параллельная работа рабочих измерительных линий обеспечивает необходимое значение объемного расхода через систему при измерениях массы брутто нефти, одну контрольную измерительную линию для контроля метрологических характеристик рабочих и резервного преобразователей расхода жидкости;
- блок измерений показателей качества нефти, предназначенный для измерений температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объёмной доли воды в нефти;
- система обработки информации.
В системе применены типы средств измерений, указанных в таблице 1.
Таблица 1
Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № |
Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM (далее -ТПР) | 16128-10 |
Преобразователь жидкости лопастной M16-S6 | 12749-05 |
Датчики температуры 3144Р | 39539-08 |
Преобразователи давления измерительные EJX | 28456-09 |
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | 52638-13 |
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 | 15642 -06 |
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-10 |
Манометры для точных измерений типа МТИ | 1844-63 |
Наименование средства измерений | Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № |
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 |
Анализатор серы мод. ASOMA 682Т | 50181-12 |
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | 38623-11 |
Контроллеры программируемые Simatic S7-300 | 15772-11 |
Расходомер ультразвуковой UFM 3030 | 48218-11 |
Для поверки и контроля метрологических характеристик ТПР и преобразователя жидкости лопастного мод. M16-S6 применяют установку поверочную трубопоршневую двунаправленную I-го разряда (далее - поверочная установка I-го разряда), зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 20054-06.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение объема, объемного расхода и массы брутто нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости;
- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной доли воды в нефти;
- измерение давления и температуры нефти с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти 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 объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного УДВН-1пм;
- поверка и контроль метрологических характеристик ТПР и преобразователя жидкости лопастного мод. M16-S6 по поверочной установке I-го разряда в автоматизированном режиме;
- контроль метрологических характеристик ТПР с применением преобразователя жидкости лопастного M16-S6 в автоматизированном режиме;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с МИ 3002-2006 "ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок".
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами
(не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2
Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Другие иден-тификацион-ные данные | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
для ПО Floboss S600+ Linux Binary.app | 06.13/13 | 9935 | - | CRC 16 |
для ПО АРМ оператора "ГКС Расход НТ" MassaNettoCalc.fct | 1.0 | BDE444A9 | - | CRC 32 |
ПО имеет:
- для контролеров измерительных Floboss модели S600, S600+, аттестат ФБУ "Государственный региональный центр стандартизации, метрологи и испытаний в Республике Татарстан" о метрологической аттестации программного обеспечения № 7/2013 от 11.12.2013;
- для АРМ оператора "ГКС Расход НТ" аттестат ЦСМ Татарстан о метрологической аттестации программного обеспечения № 17068 от 25.05.2013.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на дисплее контроллера измерительного FloBoss S600+ и дисплее компьютера АРМ оператора. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части 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) записывается 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 соответствует уровню защиты "C".
Основные метрологические и технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3.
Таблица 3
Наименование характеристики | Значение характеристики |
Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" |
Количество измерительных линий, шт. | 5 (три рабочие, одна резервная и одна контрольная) |
Диапазон измерений объемного расхода, м /ч | От 380 до 4800 |
Диапазон измерений температуры нефти, °С | От минус 10 до 70 |
Верхний предел измерений избыточного давления нефти, МПа | 10 |
Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3 | От 700 до 1100 |
Наименование характеристики | Значение характеристики |
Диапазон измерений объёмной доли воды в нефти, % | От 0,01 до 2,0 |
Диапазон измерений кинематической вязкости нефти, сСт | От 0,5 до 100 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ± 0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ± 0,35 |
Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении избыточного давления нефти, % | ± 0,5 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении температуры нефти, °С | ± 0,2 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности системы при измерении плотности нефти, кг/м3 | ± 0,3 |
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности системы при измерении объёмной доли воды в нефти, % | ± 0,05 |
Пределы допускаемой приведенной погрешности системы при измерении кинематической вязкости нефти, % | ± 1,0 |
Параметры измеряемой среды: | |
Избыточное давление, МПа, не более | 6,3 |
Температура, °С | От минус 10 до 30 |
Плотность в рабочих условиях, кг/м | От 750 до 950 |
Кинематическая вязкость в рабочих условиях, сСт | От 0,5 до 80 |
Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм , не более | 900 |
Содержание свободного газа | Не допускается |
Режим работы системы | Непрерывный |
знак утверждения типа наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы методом компьютерной графики.
Комплектность средства измерений приведена в таблице 4. Таблица 4
Наименование | Количество |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть", Заводской № 1 | 1 шт. |
Инструкция по эксплуатации | 1 экз. |
МП 0088-14-2013 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть". Методика поверки" | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0088-14-2013 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть". Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИР" 26 декабря 2013 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный объёмный расход 1775 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 700 до 1000 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м ;
- 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 воспроизводимых температур от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор электрических сигналов ASC300-R в комплекте с двумя внешними модулями АРМН (АРМ015Р0Н0 и АРМ03КРАН0), 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*10 имп.
Методика измерений приведена в документе "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть", зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2014.16943.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 722 Омской ЛПДС филиала Омского РНУ ОАО "Транссибнефть"
ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".
Осуществление торговли и товарообменных операций.