Система измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН "Куйбышев - Лопатино" АО "Транснефть - Приволга"
| Номер в ГРСИ РФ: | 62906-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть-Верхняя Волга", г.Великие Луки |
| 62906-15: Описание типа СИ | Скачать | 80.6 КБ |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев -Лопатино» АО «Транснефть - Приволга» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти, при проведении учетных операций.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 62906-15 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН "Куйбышев - Лопатино" АО "Транснефть - Приволга" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Великие Луки
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 154 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 153 (99%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 1 (1%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 62906-15: Описание типа СИ | Скачать | 80.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев -Лопатино» АО «Транснефть - Приволга» (далее по тексту - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением преобразователей расхода, плотности нефти с применением преобразователей плотности или по результатам измерений в лаборатории, температуры нефти с применением преобразователей температуры и давления нефти с применением преобразователей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет комплекс измерительно-вычислительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей, определенных в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), системы сбора и 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.
В систему входят следующие средства измерений (СИ):
- преобразователи расхода турбинные HTM16 (далее по тексту - ТПР), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный) № 56812-14;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее по тексту -ПП), регистрационный № 52638-13;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, регистрационный № 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-10;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный № 48218-11;
- преобразователи измерительные Rosemount 644 и 3144Р, регистрационный № 56381-14, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Rosemount 0065, регистрационный 53211-13;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-10;
- датчики давления Метран-^OCD, регистрационный № 32854-13;
- преобразователи давления измерительные EJX 530A и EJX 110А, регистрационный № 28456-09;
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 90 модели 2820, регистрационный № 49521-12;
- газоанализаторы СГОЭС, регистрационный № 32808-11.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный (ИВК) ИМЦ-07, регистрационный № 53852-13, сертификат соответствия программного обеспечения ИВК ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» от 15.11.2016 г. № ПО ИМ-02-2016;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с программным обеспечением «Форвард «Pro», свидетельство ФГУП «ВНИИР» о метрологической аттестации программного обеспечения от 11.09.2012 г. № 23104-12.
В состав системы входят показывающие СИ:
- манометры показывающие RFChG, регистрационный № 30855-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, регистрационный № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, объема, температуры, давления, плотности, вязкости нефти;
- вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением влагомера нефти поточного;
- измерения давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и контрольно-резервного ТПР с применением установки поверочной трубопоршневой (ТПУ) и ПП;
- проведение КМХ рабочих ТПР по контрольно-резервному ТПР, применяемому в качестве контрольного ТПР;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) ИВК испытано при утверждении его типа, идентификационные данные ПО ИВК указаны в описании типа, сертификате соответствия ПО ИВК. ПО системы реализовано в АРМ оператора системы, идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
ArmA.dll, |
ArmMX.dll, |
ArmF.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
4.0.0.1 |
4.0.0.1 |
4.0.0.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
8B71AF71 |
30747EDB |
F8F39210 |
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений, обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием ограничения доступа, установкой логина и пароля, ведением доступного только для чтения журнала событий. Доступ к ПО для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Конструкция системы исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы, в том числе показатели точности системы, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Основные метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Объемный расход рабочей среды через систему, м3/ч - минимальный - максимальный |
900,0 5024,6 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,20 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,30 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (две рабочие и одна контрольно-резервная) |
|
Давление рабочей среды в системе с учетом ее подключения к технологическим трубопроводам, МПа - минимально допускаемое - максимально допускаемое |
0,3 1,0 |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Рабочая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Диапазон изменений температуры рабочей среды, °С |
от +5,0 до +35,0 |
|
Плотность рабочей среды, кг/м3 - при минимальной в течение года температуре рабочей среды -при максимальной в течение года температуре рабочей среды |
от 860,3 до 880,0 от 845,0 до 859,1 |
|
Кинематическая вязкость рабочей среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
от 5,0 до 50,0 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
от 10 до 100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Содержание парафина, %, не более |
6,0 |
|
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
100,0 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
1,8 |
|
Массовая доля метил- и этил-меркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более |
100,0 |
|
Давление насыщенных паров при максимальной температуре рабочей среды, кПа (мм рт.ст.), не более |
48,5 (364) |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Режим управления: - запорной арматурой блока измерительных линий - регуляторами расхода |
автоматизированный автоматический |
|
Электроснабжение: - напряжение, В - частота, Гц |
(380±38), 3-х фазное (220±22), однофазное (50±0,5) Гц |
|
Температура воздуха внутри помещений блока измерений показателей качества нефти, °С |
от +18 до +25 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система. Заводской № 1 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 0303-14-2015 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0303-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 909 МН «Куйбышев - Лопатино» АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 24.08.2015 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 разряда в соотвествии с приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07.02.2018 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» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки ТПР, входящих в состав системы, в рабочем диапазоне измерений;
- 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 № 909 МН «Куйбышев - Лопатино» АО «Транснефть - При-волга», свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/202014-15.
Нормативные документы
АО «Транснефть - Приволга»
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»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07.02.2018 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 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
Смотрите также
