Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП "Новокуйбышевский" Самарского РНУ ОАО "Приволжскнефтепровод"
Номер в ГРСИ РФ: | 59423-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
59423-14: Описание типа СИ | Скачать | 85.6 КБ |
Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при сдаче нефти из магистрального нефтепровода «Бавлы - Куйбышев» на ОАО «Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод».
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 59423-14 |
Наименование | Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП "Новокуйбышевский" Самарского РНУ ОАО "Приволжскнефтепровод" |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 2071 п. 56 от 19.12.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 0186-14-2014 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
59423-14: Описание типа СИ | Скачать | 85.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при сдаче нефти из магистрального нефтепровода «Бавлы - Куйбышев» на ОАО «Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод».
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 нефтепроводу, с применением ультразвукового расходомера, 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:
- измерительная линия;
- система обработки информации.
В системе для измерений показателей качества нефти применяется блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК), входящий в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «При-волжскнефтепровод» (далее - СИКН № 402).
В системе применены типы средств измерений, указанные в таблице 1.
Таблица 1
Наименование средства измерений |
Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № |
Средства измерений, входящие в состав системы | |
Расходомер ультразвуковой UFM 3030 (далее - ультразвуковой расходомер) |
48218-11 |
Датчик температуры 3144Р |
39539-08 |
Преобразователь давления измерительный 2088 |
16825-08 |
Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3 |
17159-14 |
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 |
53852-13 |
Окончание таблицы 1
Наименование средства измерений |
Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № |
Средства измерений, входящие в состав БИК СИКН № 402 | |
Расходомер ультразвуковой UFM 3030 |
45410-10 |
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 деформационные с трубчатой пружиной серии 3 |
17159-08, 17159-14 |
Манометры деформационные образцовые с условными шкалами типа МО |
43816-10 |
Датчики давления 2051C |
39531-08 |
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
Термопреобразователи сопротивления платиновые 65 |
22257-11 |
Преобразователи измерительные 644 |
14683-09 |
Преобразователь давления измерительный 2088 |
16825-08 |
Для поверки и контроля метрологических характеристик ультразвукового расходомера применяют средства измерений, указанные в таблице 2.
Таблица 2
Наименование средства измерений |
Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № |
Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - поверочная установка) |
12888-99 |
Преобразователи расхода жидкости турбинные серии Sentry Ду 8" (далее - ТПР) |
12750-91 |
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение объемного расхода, объема 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 ультразвуковой расходомер с применением поверочной установки и ТПР, входящих в состав СИКН № 402, в автоматизированном режиме;
- 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
системы 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
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
ПО «Форвард» |
ПО ИМЦ-07 | |||
Идентификационное наименование ПО |
ArmA.dll |
ArmMX.dll |
ArmF.dll |
EMC07.exe |
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
4.0.0.1 |
4.0.0.1 |
4.0.0.1 |
РХ.7000.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
8B71AF71 |
30747EDB |
F8F39210 |
7A70F3CC |
Другие идентификационные данные |
- |
- |
- |
- |
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
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Количество измерительных линий, шт. |
1 (одна рабочая) |
Диапазон измерений расхода, м3/ч |
От 210 до 2800 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
± 0,5 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
± 0,6 |
Параметры измеряемой среды: | |
Измеряемая среда |
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
Избыточное давление, МПа |
От 0,3 до 0,64 |
Окончание таблицы 4
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Температура, °С |
От 5 до 25 |
Плотность измеряемой среды, кг/м3 - при минимальной в течение года температуре нефти - при максимальной в течение года температуре нефти |
От 865 до 890 От 810 до 855 |
Кинематическая вязкость в рабочих условиях, сСт |
От 5 до 45 |
Массовая доля воды, %, не более |
1,0 |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
900 |
Содержание свободного газа |
Не допускается |
Режим работы системы |
Периодический |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы методом компьютерной графики.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5
Наименование |
Количество |
Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепро-вод», заводской № 608/УРСУ |
1 шт. |
Инструкция по эксплуатации |
1 экз. |
МП 0186-14-2014 «Инструкция. ГСИ. Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод». Методика поверки» |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0186-14-2014 «Инструкция. ГСИ. Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 17 октября 2014 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная, максимальный объёмный расход 1100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;
- установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 650 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;
- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор электрических сигналов ASC300-R в комплекте с двумя внешними модулями АРМН (APMO15PGHG и APMO3KPAHG), нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
- влагомер эталонный лабораторный товарной нефти ЭУДВН-1л, диапазон измерений объёмной доли воды от 0,03 % до 2,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,03 %;
- вискозиметр JSW, диапазон воспроизводимых значений вязкости от 1 до 100 мПа •с, пределы допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,33 % от полной шкалы;
- 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 ± 5x10’4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5x108 имп.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением резервной системы измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод», зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2014.18660.
Нормативные документы
1. ГОСТ 8.589-2007 «ГСИ. Ведение учетных операций на пунктах приема-сдачи нефти в нефтепроводных системах ».
2. Техническая документация ООО «ИМС Индастриз».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли, выполнение государственных учетных операций и учета количества энергетических ресурсов.