Система измерений количества и показателей качества нефти № 433 ЛПДС "Ярославль" Ярославского РНУ ООО "Транснефть-Балтика"
| Номер в ГРСИ РФ: | 63579-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть-Верхняя Волга", г.Великие Луки |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 433 ЛПДС «Ярославль» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти согласно ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», при учетнорасчетных операциях между:
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 63579-16 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 433 ЛПДС "Ярославль" Ярославского РНУ ООО "Транснефть-Балтика" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 433 |
Производитель / Заявитель
Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть-Верхняя Волга", г.Великие Луки
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Найдено поверителей | 2 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 63579-16: Описание типа СИ | Скачать | 84.9 КБ | |
| 63579-16: Методика поверки МП 0363-14-2015 | Скачать | 540.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 433 ЛПДС «Ярославль» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти согласно ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», при учетнорасчетных операциях между:
- АО «Транснефть Верхняя Волга» и ООО «Транснефть - Балтика» при транспортировке по отводу МН «Сургут-Полоцк» на ЛПДС «Ярославль»;
- ООО «Транснефть - Балтика» и ОАО «Славнефть-ЯНОС» (как резервная схема учета для СИКН №3, СИКН №5 ЛПДС «Ярославль»).
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 преобразователя плотности или в лаборатории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразователей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет комплекс измерительно-вычислительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет АРМ оператора, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в испытательной лаборатории.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блоков измерений показателей качества нефти, 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.
В систему входят следующие средства измерений (СИ):
- преобразователи расхода турбинные HTM10 (далее - ТПР), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный) № 56812-14;
- счётчик-расходомер камерный PD (далее - ТПР), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный) № 29344-11;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), регистрационный № 52638-13;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829, регистрационный № 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-10;
- анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT, регистрационный № 47395-11;
- расходомеры ультразвуковые UFM 3030, регистрационный № 48218-11;
- преобразователи измерительные Rosemount 644, регистрационный
№ 56381-14, в комплекте с термопреобразователями сопротивления Rosemount 0065, регистрационный 53211-13.
- датчики давления КМ35, регистрационный № 56680-14;
- датчики давления MempaH-150CD, регистрационный № 32854-13;
- газоанализаторы СГОЭС, регистрационный № 32808-11.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- комплексы измерительно-вычислительные (ИВК) ИМЦ-07, регистрационный № 53852-13, свидетельство ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) ИВК от 15.04.2013 № ПО - 2550 - 06 - 2013;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с программным обеспечением «Форвард «Pro», свидетельство ФГУП «ВНИИР» о метрологической аттестации программного обеспечения от 11 сентября 2012 г. № 23104-12.
В состав системы входят показывающие СИ:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ-У2, регистрационный № 26803-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, регистрационный № 303-91.
В состав системы входит установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - ТПУ), регистрационный № 62207-15.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, объема, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- вычисление 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 испытательной лаборатории;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих СИ давления и температуры нефти соответственно;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и контрольно-резервного ТПР с применением ТПУ;
- 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.
Программное обеспечение
ПО системы (комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 и АРМ операторов «Форвард «Pro») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Сведения о ПО указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО АРМ оператора «Форвард «Pro»» |
ПО ИМЦ-07 | |
|
Идентификационное наименование ПО |
ArmA.dll, ArmMX.dll, ArmF.dll |
EMC07.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
4.0.0.1 |
РХ.7000.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
8B71AF71, 30747EDB, F8F39210 |
7A70F3CC |
|
Алгоритм вычисления |
CRC32 |
CRC32 |
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторах АРМ операторов структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. 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.
Технические характеристики
О сновные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы
|
Наименование характеристики (показателя) |
Значение характеристики (показателя) |
|
Количество измерительных линий, шт. |
5 (четыре рабочих и одна контрольнорезервная) |
|
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч: - при учёте нефти, поступающей в ООО «Транснефть - Балтика» от АО «Транснефть Верхняя Волга» по отводу МН «Сургут-Полоцк» на ЛПДС «Ярославль» - при сдаче нефти на ОАО «Славнефть -ЯНОС» |
От 350 до 4800 От 350 до 1600 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы: - при измерении массы брутто рабочей среды, % - при измерении массы нетто рабочей среды, % |
± 0,25 ± 0,35 |
|
Избыточное давление нефти, МПа |
От 0,22 до 1,6 |
|
Суммарные потери давления при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа: - в рабочем режиме, не более - в режиме поверки/КМХ, не более |
0,2 0,4 |
|
Диапазон изменений температуры рабочей среды, °С |
от 5,0 до 30,0 |
|
Рабочая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Плотность рабочей среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3: |
От 850 до 890 |
|
Кинематическая вязкость рабочей среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
от 9,0 до 100,0 |
|
Давление насыщенных паров при максимальной температуре рабочей среды, кПа (мм рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Массовая доля воды, %, не более |
1,0 |
|
Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,03 |
|
Наименование характеристики (показателя) |
Значение характеристики (показателя) |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
15,0 |
|
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
33,0 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
2,0 |
|
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн’1 (ppm), не более |
9,0 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Режим управления: - запорной арматурой блока измерительных линий - регуляторами расхода |
автоматизированный автоматический |
|
Электроснабжение |
(380 ± 38) В, 3-х фазное, (50 ± 0,5) Гц (220 ± 22) В, однофазное, (50 ± 0,5) Гц |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти № 433 ЛПДС «Ярославль» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика», 1 шт., заводской № 433;
- инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 433 ЛПДС «Ярославль» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика», 1 экз.;
- инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 433 ЛПДС «Ярославль» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика». Методика поверки. МП 0363-14-2015, 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0363-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 433 ЛПДС «Ярославль» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика». Методика поверки.», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 17 декабря 2015 г.
Основным средством поверки является ТПУ с максимальным объемным расходом 1900 м3/ч, и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 433 ЛПДС «Ярославль» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/467014-15).
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
Смотрите также
