Система измерений количества и показателей качества нефти № 913 ЛПДС "Конда" филиала Урайское УМН АО "Транснефть-Сибирь", 60033-15

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 913 ЛПДС «Конда» филиала Урайское УМН АО «Транснефть-Сибирь» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть-Сибирь» и ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы».

Описание

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 объемного расхода, поточных преобразователей плотности, 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 шесть рабочих и одну контрольно-резервную измерительные линии;

-    блок измерений показателей качества нефти;

-    блок трубопоршневой поверочной установки;

-    блок эталонной поверочной установки;

-    система обработки информации.

В системе применены типы средств измерений, указанные в таблице 1.

Таблица 1

Для поверки и контроля метрологических характеристик ТПР применяют установку поверочную трубопоршневую двунаправленную (далее - поверочная установка), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 12888-99.

Для поверки поверочной установки применены типы средств измерений, указанные в таблице 2.

Таблица 2

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение объема, объемного расхода и массы брутто нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, кинематической вязкости;

-    автоматическое 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;

-    автоматизированное вычисление массы нетто нефти как разности 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 с применением поверочной установки в автоматизированном режиме;

-    поверка поверочной установки с применением мерника образцового Seraphin и весов электронных К модификации KES1500;

-    защита алгоритма и программного обеспечения 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

обеспечивает реализацию функций системы. Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в комплексе измерительно-вычислительном ИМЦ-07 и автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора ПО «ФОРВАРД». Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 3.

Таблица 3

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

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблице 4.

Таблица 4

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы методом компьютерной графики.

Комплектность

Комплектность средства измерений приведена в таблице 5. Таблица 5

Поверка

осуществляется по документу МП 0201-14-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 913 ЛПДС «Конда» филиала Урайское УМН АО «Транснефть-Сибирь». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 25 ноября 2014 г.

Основные средства поверки:

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

-    эталонное средство измерений плотности, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м ;

-    калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 30 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

-    калибратор давления портативный Метран-517, диапазон измерений избыточного давления от 0 до 25 МПа, пределы допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,05 %;

-    рабочий эталон вязкости по ГОСТ 8.025-96 «ГСИ. Государственная поверочная схема

для средств измерений вязкости жидкостей» с пределами допускаемой относительной погрешности измерений динамической вязкости 0,5%;

-    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;

-    установка для поверки влагомеров нефти УПВ ТУ 4318-021-25567981-2002.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в инструкции 0658.01.00.000 ИС.МИ «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 913 ЛПДС «Конда» филиала Урайское УМН ОАО «Сибнефтепровод», зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2014.19038.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 913 ЛПДС «Конда» филиала Урайское УМН АО «Транснефть-Сибирь»

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

2.    Техническая документация ООО «ИМС Индастриз».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли, выполнение государственных учетных операций и учета количества энергетических ресурсов.