Система измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛПДС "Клин" АО "Транснефть - Дружба"
| Номер в ГРСИ РФ: | 64949-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Транснефть-Дружба", г.Брянск |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛПДС «Клин» АО «Транснефть - Дружба» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть - Дружба» и АО «Транснефть - Прикамье».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 64949-16 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛПДС "Клин" АО "Транснефть - Дружба" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 928 |
Производитель / Заявитель
АО "Транснефть-Дружба", г.Брянск
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 89 |
| Найдено поверителей | 4 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 89 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 64949-16: Описание типа СИ | Скачать | 78.4 КБ | |
| 64949-16: Методика поверки МП 0313-14-2015 | Скачать | 461.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛПДС «Клин» АО «Транснефть - Дружба» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти между АО «Транснефть - Дружба» и АО «Транснефть - Прикамье».
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, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенных в испытательной лаборатории.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), в составе шести рабочих, одной контрольно-резервной и одной резервной измерительных линий (ИЛ); блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК); системы обработки информации (СОИ) и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Измерительные компоненты системы, участвующие в измерении массы нефти, контроле и измерении параметров качества нефти, приведены в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав системы
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Счетчики нефти турбинные «МИГ-400» (далее - ТПР) |
26776-04, 26776-08 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП) |
15644-01 |
|
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 (далее - ПВ) |
15642-01 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-05 |
|
Преобразователи давления измерительные EJA модели |
14495-00, 14495-09 |
|
530 и 110 |
Окончание таблицы 1
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Преобразователи давления измерительные EJX 430 А |
28456-04, 28456-09 |
|
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (далее - ТСПУ 902820) |
32460-06 |
|
Датчики температуры 3144P (далее - ДТ 3144P) |
39539-08 |
|
Преобразователи измерительные Rosemount 3144P (далее - ПИ 3144P) |
56381-14 |
|
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 (далее - ТС 0065) |
53211-13 |
|
Преобразователи измерительные 3144Р (далее - ПИ 3144P) |
14683-04 |
|
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (далее - ТС 65) |
22257-05 |
|
Анализатор серы общий рентгеноабсорбционный в потоке нефти при высоком давлении NEX XT |
47395-11 |
|
Измерительно-вычислительные контроллеры OMNI-6000 (далее - ИВК) |
15066-95, 15066-01, 15066-04 |
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в
рабочем диапазоне объемного расхода, 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;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих измерительных компонентов давления и температуры нефти соответственно;
- определение метрологических характеристик и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР с применением установки поверочной трубопоршневой;
- проведение КМХ рабочих ТПР по контрольно-резервному ТПР, 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.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000 (далее - ИВК) 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 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||||
|
ПО «Rate АРМ оператора УУН» (основной, резервный) |
ПО ИВК (основной) |
ПО ИВК (резервный) | |||
|
Идентификационное наименование ПО |
«RateCalc» |
- |
- |
- |
- |
Окончание таблицы 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||||
|
ПО «Rate АРМ оператора УУН» (основной, резервный) |
ПО ИВК (основной) |
ПО ИВК (резервный) | |||
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
2.4.1.1 |
24.74.13 |
24.74.17 |
024.72 |
024.73 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
F0737B4F |
- |
- |
- |
- |
|
Другие идентификационные данные |
CRC32 |
- |
- |
- |
- |
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
Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных измерительных каналов (ИК) с комплектным методом поверки, а также метрологические и основные технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблицах 3, 4, 5.
Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом поверки
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки ИК) |
Состав ИК |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | ||||
|
1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 |
ИК объемного расхода нефти |
8 (БИЛ - ИЛ 1, ИЛ 2, ИЛ 3, ИЛ 4, ИЛ 5, ИЛ 6, ИЛ 7, ИЛ 8) |
ТПР |
ИВК |
±0,15 %1) ±0,10 %2) относительная |
|
9, 10 |
ИК плотности нефти |
2 (БИК) |
ПП |
ИВК |
±0,30 кг/м3 абсолютная |
|
11, 12 |
ИК вязкости нефти |
2 (БИК) |
ПВ |
ИВК |
±1,0 % приведенная |
|
13,14,15, 16,17,18, 19,20,21, 22,23,24, 25 |
ИК температуры нефти |
13 (БИЛ, БИК) |
ТСПУ 902820, ДТ 3144P, ПИ 3144P, ТС 0065, ТС 65 |
ИВК |
±0,2 °С абсолютная |
1) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода с резервным и рабочими
ТПР;
2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода с контрольно-резервным ТПР, применяемым в качестве контрольного.
Таблица 4 - Метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, м3/ч |
от 800 до 8000 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий, шт. |
8 (шесть рабочих, одна контрольнорезервная, одна резервная) |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Давление измеряемой среды, МПа |
от 0,2 до 0,5 |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от 3 до 40 |
|
Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 |
от 800 до 900 |
|
Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
от 5 до 40 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±22, 380±38 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, оС: - БИЛ - БИК, ТПУ - ИВК, СОИ |
от -45 до + 45 от 5 до 28 от 18 до 28 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность системы
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛПДС «Клин» АО «Транснефть - Дружба», заводской № 928 |
— |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации системы |
— |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 1119-14-2020 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1119-14-2020 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛПДС «Клин» АО «Транснефть - Дружба. Методика поверки», утвержденному ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 20 марта 2020 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB, регистрационный № в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 62207-15;
- калибратор температуры серии ATC-R, регистрационный № в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 20262-05;
- установка пикнометрическая H&D Fitzgerald LTD, регистрационный № в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 37320-08;
- преобразователь вязкости жидкости 7829 Master, регистрационный № в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 49153-12.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых измерительных компонентов 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 № 928 на ЛПДС «Клин» АО «Транснефть - Дружба», регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2020.37237.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 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»
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня 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»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
