Система измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС "Лопатино" АО "Транснефть - Дружба"

Система измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть - Дружба» и АО «Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод» (АО «КНПЗ»).

Скачать

64915-16: Описание типа СИ Скачать 78.9 КБ
64915-16: Методика поверки МП 0315-14-2015 Скачать 465.4 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 64915-16
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС "Лопатино" АО "Транснефть - Дружба"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 407
Производитель / Заявитель

АО "Транснефть-Дружба", г.Брянск


Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть - Дружба» и АО «Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод» (АО «КНПЗ»).

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 измерительно-вычислительный контроллер, как произведение объёма и плотности нефти, приведённых 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 в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, стационарной 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.

В систему входят следующие средства измерений:

-    счетчики нефти турбинные «МИГ-250» (далее - ТПР), регистрационный номер в государственном реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный) № 13981-94;

-    преобразователь объема жидкости лопастной Smith Meter (далее - ПР), регистрационный №12749-00;

-    преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), регистрационный № 15644-01;

-    преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, регистрационный № 15642-01;

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), регистрационный №№ 14557-05, 14557-10;

-    расходомер UFM 3030К, регистрационный № 32562-06;

-    преобразователи давления измерительные EJA модели 530 и модели 110, регистрационные № 14495-00;

-    преобразователи давления измерительные EJX 430, регистрационный № 28456-04;

-    преобразователи измерительные 644, 3144Р, регистрационный №14683-09;

-    термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный № 22257-11;

-    термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820, регистрационный № 32460-06;

-    преобразователи давления измерительные 2088, регистрационный № 16825-08;

-    установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB (далее - ТПУ), регистрационный № 44252-10.

В систему сбора и обработки информации системы входят:

-    контроллеры измерительно-вычислительные 0MNI-6000 (основной и резервный), регистрационный № 15066-09;

-    АРМ оператора с программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН», имеющие выделенную метрологически значимую часть (библиотеку «RateCalc»), свидетельство об аттестации программного обеспечения № 13602-15 от 24.06.2015;

-    контроллеры программируемые логические PLC Modicon Quantum 140, регистрационный № 18649-07.

В состав системы входят показывающие СИ:

-    манометры для точных измерений МТИ, регистрационный № 1844-63;

-    манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный № 26803-06;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 1, Госреестр № 303-91;

-    термометры лабораторные стеклянные с взаимозаменяемыми конусами, регистрационный № 4661-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, объема, температуры, давления, плотности 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 средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

-    проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ПР с применением ТПУ;

-    проведение КМХ рабочих ТПР по контрольно-резервному ПР, применяемому в качестве контрольного;

-    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 (контроллеры измерительно-вычислительные 0MNI-6000 и АРМ оператора «Rate АРМ оператора УУН») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Сведения о ПО указаны в таблице 1.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

ПО «Rate АРМ оператора УУН»

ПО OMNI-6000 (основной)

ПО OMNI-6000 (резервный)

Идентификационное наименование ПО

«RateCalc»

-

-

Номер версии (идентификационный номер ПО)

2.4.1.1

24.75.04

24.75.03

Цифровой идентификатор ПО

F0737B4F

-

-

Алгоритм вычисления

CRС 32

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станции управления структуры идентификационных данных.

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 соответствует среднему уровню защиты в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.

Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы

Наименование характеристики

Значение характеристики

Количество измерительный линий, шт

4 (три рабочих, одна контрольно - резервная)

Диапазон измерений расхода, м3/ч

от 285 до 1900

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, %

±0,35

Давление измеряемой среды, МПа,

от 0,2 до 1,6

Температура измеряемой среды, °С

от +3 до +35

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» (с изм. №1 от 2006 г.)

Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3

от 800 до 900

Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт)

от 6 до 35

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

У словия эксплуатации СИКН: -температура окружающей среды, °С -относительная влажность воздуха, %

от -40 до +50 95

Знак утверждения типа

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

Комплектность

-    система измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС «Лопа-тино» АО «Транснефть - Дружба», 1 шт., заводской № 407;

-    инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба», 1 экз.;

-    МП 0315-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба». Методика поверки», 1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0315-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть -Дружба». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 10 июля 2015 г.

Основное средство поверки:

Установка трубопроршневая с максимальным объемным расходом 2000 м /ч, и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,1 %.

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 № 407 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/382014-15г.).

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 407 на ЛПДС «Лопатино» АО «Транснефть - Дружба»

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

Смотрите также

Приборы щитовые цифровые электроизмерительные ЩВ02.1, ЩВ72.1, ЩВ96.1, ЩВ120.1 (далее по тексту - приборы) предназначены для измерения активной, реактивной, активной и реактивной мощности в однофазных электрических сетях переменного тока, отображения...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ФГУП «Крыловский государственный научный центр» филиал «ЦНИИ СЭТ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электри...
64917-16
Устройства сбора и передачи данных
ОАО "Телеофис", г.Москва
Устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) предназначены для измерений текущего времени, преобразования импульсов, полученных от средств измерений (СИ) с импульсным выходным сигналом, передачи результатов измерений и результатов преобразований...
Канал измерительный скорости из состава систем контроля и регистрации параметров движения СКРПД подвижного состава железных дорог и метрополитена (далее по тексту -канал измерительный скорости) предназначен для измерений скорости движения.
64918-16
ПТК-EU-8-1 Комплекс программно-технический
ООО НТЦ "Внедрение-99", г.Москва
Комплекс программно-технический ПТК-ЕЦ-8-1 (далее по тексту - комплекс) предназначен для измерений электрического напряжения, силы тока, электрического сопротивления, частоты электрических сигналов, а также для преобразования входных аналоговых и час...