Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО "Черномортранснефть"
Номер в ГРСИ РФ: | 61656-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Черномортранснефть", г.Новороссийск |
61656-15: Описание типа СИ | Скачать | 74.6 КБ |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО "Черномортранснефть" (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций на ПСП НПС "Махачкала" АО "Черномортранснефть".
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 61656-15 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО "Черномортранснефть" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 02 |
Производитель / Заявитель
АО "Черноморские магистральные нефтепроводы" (Черномортранснефть), г.Новороссийск
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
61656-15: Описание типа СИ | Скачать | 74.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО "Черномор-транснефть" (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций на ПСП НПС "Махачкала" АО "Черномортранснефть".
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 прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные сигналы измерительных преобразователей расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы измерительновычислительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нём алгоритму.
Система состоит из трех рабочих и одного резервного измерительных каналов массы нефти и измерительных каналов температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти.
В состав системы и входят следующие основные средства измерений:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF, тип внесен в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений под номером (далее - номер в гос-реестре) 13425-06;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, номер в госреест-ре 15644-06;
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829, номер в госреестре 15642-06;
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, номер в госреестре 22257-01, с измерительным преобразователем 644, номер в госреестре 14683-00;
- преобразователь давления измерительный 3051, номер в госреестре 14061-99;
- измерительно-вычислительный контроллер OMNI 6000, номер в госреестре 15066-01;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, номер в госреестре 14557-10;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, номер в госреестре 20054-01;
- манометр для точных измерений типа МТИ, номер в госреестре 1844-63;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, номер в госреестре 303-91.
При ремонте системы допускается замена отказавшего средства измерений на другое, аналогичного типа.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти и массового расхода нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;
- измерение массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды и плотности нефти;
- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной доли воды в нефти;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение
Система имеет программное обеспечение (ПО) реализованное в измерительновычислительных контроллерах OMNI 6000 и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора системы. ПО обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется установкой логина и пароля.
Идентификационные данные ПО системы
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
Идентификационное наименование ПО |
- |
- |
"RATE АРМ оператора УУН" |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
v24.75.01 |
v24.75.01 |
2.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
0942 |
ЕС21 |
Нет |
Другие идентификационные данные (если имеются) |
- |
- |
- |
ПО системы имеет средний уровень защиты в соответствии с Р 50.2.077-2014 "ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения".
Технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Количество измерительных линий, шт. |
4 (три рабочие, одна резервная) |
Диапазон измерений расхода, т/ч |
От 120 до 800 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
± 0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
± 0,35 |
Параметры измеряемой среды | |
Измеряемая среда |
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" |
Температура измеряемой среды, °С |
От 5 до 35 |
Избыточное давление измеряемой среды, МПа |
От 0,2 до 6,3 |
Плотность измеряемой среды при температуре 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 |
От 830 до 910 |
Кинематическая вязкость при температуре измеряемой среды, сСт |
От 4 до 250 |
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
Массовая доля серы, % |
До 1,8 включ. |
Содержание свободного газа |
Не допускается |
Режим работы |
Непрерывный, автоматизированный |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Наименование |
Количество |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО "Черномортранснефть", заводской № 02 |
1 шт. |
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 73 |
1 экз. |
МП 0286-14-2015 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО "Черномортранснефть". Методика поверки" |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по МП 0286-14-2015 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО "Черномортранснефть". Методика поверки", утверждённой ФГУП "ВНИИР" 29.06.2015 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, максимальный расход 1100 м3/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/м3;
- 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 воспроизводимой температуры от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- 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 5 108 имп.
- манометр грузопоршневой МП-60 I или II разряда с пределами допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,02 % или ± 0,05 % соответственно.
Сведения о методах измерений
В системе применен прямой метод динамических измерений массы брутто нефти, приведенный в "ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО "Черномортранснефть", внесена в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений под № ФР.1.29.2014.17154.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".