Система измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО "Транснефть - Верхняя Волга"
| Номер в ГРСИ РФ: | 67142-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть-Верхняя Волга", г.Великие Луки |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть -Верхняя Волга» (далее - система) предназначена для автоматизированного коммерческого учета нефти, поступающей с АО «Транснефть - Прикамье» и подлежащей сдаче в АО «Транснефть -Верхняя Волга».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67142-17 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО "Транснефть - Верхняя Волга" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 104 |
Производитель / Заявитель
Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Великие Луки
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 67142-17: Описание типа СИ | Скачать | 92 КБ | |
| 67142-17: Методика поверки МП 0512-14-2016 | Скачать | 989 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть -Верхняя Волга» (далее - система) предназначена для автоматизированного коммерческого учета нефти, поступающей с АО «Транснефть - Прикамье» и подлежащей сдаче в АО «Транснефть -Верхняя Волга».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением ультразвуковых 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 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 или определенной по результатам измерений объёмной 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 - БИК), 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.
Система состоит из пяти (трех рабочих и двух резервных) измерительных линий массы брутто нефти. В систему входят следующие средства измерений (СИ):
- счетчики ультразвуковые «Altosonic V», входящие в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть - Верхняя Волга» (далее - ’3C), в количестве 5 (пять) штук с заводскими номерами 990286, 998120, 230061/1001, 230061/1002, 110743. № 18656-00;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный) № 52638-13;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные мод. 7829, регистрационный № 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-10;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный № 48218-11;
- преобразователи измерительные 644 и 3144Р, регистрационный № 14683-04 в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65, регистрационный 22257-01;
- термопреобразователи сопротивления платиновые TR63, регистрационный № 49519-12, в комплекте с преобразователями измерительными серии iTEMP модели ТМТ82, регистрационный № 50138-12;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационные № 14061-04;
- преобразователи (датчики) давления измерительные EJX 530A и EJX 110А, регистрационный № 59868-15;
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИМЦ-07), регистрационный № 53852-13;
- АРМ оператора с программным обеспечением «Форвард «Pro».
В состав системы входят показывающие СИ:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный № 26803-11;
- манометры для точных измерений типа МТИ, регистрационный № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, регистрационный № 303-91. Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности нефти и вязкости;
- 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 или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением влагомера;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих СИ давления и температуры нефти соответственно;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗС с применением установки поверочной трубопоршневой;
- 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.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства средства измерений
снабжены средствами защиты (пломбировки) в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (ИМЦ-07 и АРМ оператора «Форвард «Pro») обеспечивает реализацию функций системы. Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе АРМ оператора структуры идентификационных данных. Сведения о ПО указаны в таблице 1.
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.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентиф икационные 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) |
4.0.01 |
РХ.7000.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
8B71AF71, 30747EDB, F8F39210 |
7A70F3CC |
|
Алгоритм вычисления |
CRC32 |
CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Основные метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики (показателя) |
Значение характеристики (показателя) |
|
Количество измерительных линий, шт. |
5 (три рабочих и две резервных) |
|
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч |
от 1200 до 8700 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
|
Суммарные потери давления при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в рабочем режиме - в режиме поверки или КМХ |
0,2 0,4 |
|
Режим работы системы |
непрерывный, автоматизированный |
|
Параметры измеряемой среды: | |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 |
от 839,0 до 906,0 |
|
Давление измеряемой среды в системе с учетом ее подключения к технологическим трубопроводам, МПа: - минимально допускаемое - рабочее - максимально допускаемое |
0,09 0,24 0,75 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +7 до +35 |
|
Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
от 7 до 35 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,7 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
150 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
5,0 |
|
Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ppm), не более |
100,0 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
1,5 |
|
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1 (ppm), не более |
100,0 |
|
Давление насыщенных паров, мм рт. ст., не более |
350 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Параметры электрического питания: | |
|
- напряжение переменного тока, В |
380, трехфазное, 220±22, однофазное, |
|
- частота переменного тока, Гц |
50 |
|
Климатические условия эксплуатации системы: | |
|
- температура наружного воздуха, °С |
от -20 до +50 |
|
- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С, |
от +5 до +25 |
Продолжение таблицы 3
|
- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % |
от 45 до 80 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность системы
|
Наименование |
Обозначение |
Количе ство |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть - Верхняя Волга» |
Заводской № 104 |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть - Верхняя Волга» |
1 экз. | |
|
«Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть - Верхняя Волга». Методика поверки» |
МП 0512-14-2016 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0512-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть - Верхняя Волга». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 25 ноября 2016 г.
Основные средства поверки:
- трубопоршневая поверочная установка СФРЮ-4000, применяемая в качестве эталона 2-го разряда по ГОСТ 8.510 - 2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», с верхним пределом объемного расхода 4000 м /ч, и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,1 %;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки на систему.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть - Верхняя Волга» (свидетельство об аттестации методики измерений №01.00257-2013/381014-15).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть - Верхняя Волга»
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
