Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО "НК "Янгпур", 71372-18

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО «НК «Янгпур» (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти.

При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти измеряют при помощи счетчика-расходомера массового и результат измерений массы брутто получают непосредственно.

Массу нетто нефти измеряют как разность массы брутто нефти и общей массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

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 её компонентов.

В состав системы входят:

-    блок измерительных линий;

-    блок измерений показателей качества нефти, предназначенный для измерений температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объёмной доли воды в нефти;

-    пробозаборное устройство щелевого типа с лубрикатором;

-    установка поверочная трубопоршневая, предназначенная для поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых;

-    система обработки информации.

В системе применены следующие средства измерений:

-    счетчики-расходомеры массовые типа Micro Motion моделей DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, Т, CNG 050, H, LF модификации CMF300 (далее - СРМ), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный номер) 13425-01, 13425-06;

-    датчики температуры типа 644, 3144Р модификации 644, регистрационный № 39539-08;

-    преобразователи давления измерительные типа 3051, регистрационный № 14061-04, 14061-10;

-    преобразователи давления типа AUTROL мод. АРТ3100, АРТ3200 модификации АРТ 3100, регистрационный № 37667-08;

-    преобразователь плотности жидкости измерительный типа 7835, 7845, 7846, 7847, модификации 7835, регистрационный № 15644-06;

-    влагомеры нефти поточные типа УДВН-1пм, регистрационный № 14557-05, 14557-10;

-    преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный типа 7825, 7826, 7827, 7828, 7829 модификации 7829, регистрационный № 15642-06;

-    установка трубопоршневая типа «Сапфир МН» модификации «Сапфир МН»-100 (далее - ТПУ), регистрационный № 41976-09;

-    комплекс измерительно-вычислительный типа «ИМЦ-03», регистрационный № 19240-05;

-    термопреобразователи сопротивления платиновые типа 65, регистрационный № 22257-01, 22257-05, 22257-11;

-    преобразователи измерительные к датчикам температуры типа 144, 244, 444, регистрационный № 14684-00;

-    преобразователи измерительные типа 144Н, 244Е, 444, регистрационный № 14684-06. В состав системы также входят показывающие средства измерений плотности, расхода,

давления и температуры утверждённых типов.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

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

-    автоматизированное измерение массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды и плотности;

-    автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной доли воды в нефти;

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

-    поверка и контроль метрологических характеристик СРМ с применением ТПУ;

-    контроль метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольному СРМ;

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

-    регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов. Пломбирование системы не предусмотрено.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора.

Идентификационные данные ПО АРМ оператора приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

ПО АРМ оператора системы обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется установкой логинов и паролей.

Уровень защиты ПО системы «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы, в том числе показатели точности, приведены в таблицах 2 и 3.

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

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

Комплектность

приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу МП 0679-14-2017 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО «НК «Янгпур». Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИР» 30.11.2017 г.

Основные средства поверки:

-    рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002, максимальный расход нефти 100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,05 %;

-    средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО «НК «Янгпур», аттестована ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.0257-2013/156014-2017 от 30.10.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО «НК «Янгпур»

Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15.03.2016 г. № 179 «Перечень измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений».

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.