Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов ПСП "ЛПДС "Юргамыш" № 925

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов ПСП «ЛПДС «Юргамыш» № 925 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефтепродуктов, поступающих по магистральным трубопроводам.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтепродуктов с помощью кориолисовых преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы кориолисовых преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который вычисляет массу нефтепродуктов по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефтепродуктов (далее - БИК), стационарной поверочной трубопоршневой установки, 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 трех (двух рабочих и одного контрольно-резервного) измерительных каналов (ИК) массы нефтепродуктов, а также ИК температуры, давления, плотности и объемного расхода в БИК. В состав системы входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты, утвержденного типа, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Состав системы

Продолжение таблицы 1

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- измерения массы нефтепродуктов прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефтепродуктов;

- измерения давления и температуры нефтепродуктов автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;

- автоматические измерения объемного расхода нефтепродуктов в БИК;

- контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с помощью контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного;

- КМХ и поверка СРМ с применением ТПУ и ПП;

- контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

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

- дренаж нефтепродуктов;

- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, конструкцией СРМ предусмотрены места установки пломб, несущих на себе оттиск клейма поверителя, который наносится методом давления на свинцовую (пластмассовую) пломбу, установленную на проволоке, пропущенной через существующие технологические отверстия в шпильках на фланцевых соединениях первичного преобразователя и на крышке электронного преобразователя).

Схемы пломбировки от несанкционированного доступа с местами установки пломб представлены на рисунках 1 и 2.

Место установки пломбы

Место установки пломбы

Рисунок - 1 Схема пломбировки от несанкционированного доступа первичного преобразователя счетчика-расходомера массового Micro Motion CMF 400

Место установки пломбы

Рисунок - 2 Схема пломбировки от несанкционированного доступа электронного преобразователя модели 2700

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы ИВК ИМЦ-07, АРМ оператора системы обеспечивает реализацию функций системы. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.

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.

аблица 2 - Идентификационные данные ПО

Технические характеристики

Метрологические характеристики, состав и основные метрологические характеристики ИК, а также и основные технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблицах 3, 4, 5.

Таблица 3 -Метрологические характеристики системы

Таблица 4- Состав и основные метрологические характеристики ИК

Продолжение таблицы 4

* Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода нефтепродуктов с СРМ, применяемым в качестве резервного;

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода нефтепродуктов с СРМ, применяемым в качестве контрольного.

Таблица 5 - Основные технические характеристики системы

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Комплектность системы приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность системы

Поверка

осуществляется по документу МП 1133-14-2020 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов ПСП «ЛПДС «Юргамыш» № 925. Методика поверки» утвержденному ВНИИР - филиала ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева» 30 июня 2020 г.

Основные средства поверки:

- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 2018 г. № 256 «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» (Установка трубопоршневая ТПУ «Сапфир НГИ-300»);

- средство измерений плотности в соответствии с приказом Минпромторга России от 1 ноября 2019 г. № 2603 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений плотности» (преобразователь плотности поточный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,3 кг/м3);

- рабочий эталон 2-го или 3-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.558-2009 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры» (Калибратор температуры с нестабильностью поддержания температуры ± 0,02 °С, с внешним платиновым термометром сопротивления пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °C).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы, а также на пломбы, установленные в соответствии с схемами пломбировки, представленные на рисунках 1 и 2.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса нефтепродукта. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефтепродуктов ПСП «ЛПДС «Юргамыш» № 925»,

регистрационный номер ФР.1.29.2018.31957.

Нормативные документы

Приказ Минэнерго России от 15 марта 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».

Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «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».

ГОСТ Р 8.587-2019 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений