Система измерений количества и показателей качества нефти № 452
| Номер в ГРСИ РФ: | 67365-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Транснефть - Верхняя Волга", г. Нижний Новгород |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти и показателей качества нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть-Западная Сибирь» и АО «Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67365-17 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Нижний Новгород
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 20 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 20 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 67365-17: Описание типа СИ | Скачать | 111.5 КБ | |
| 67365-17: Методика поверки МП 0487-14-2016 | Скачать | 1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 452 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти и показателей качества нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть-Западная Сибирь» и АО «Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей объемного расхода, плотности, температуры и давления поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В состав системы для измерений массы нефти входят измерительные компоненты, приведенные 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 |
|
Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 250 мм (далее - ТПР) |
15427-01 |
|
Преобразователь расхода жидкости эталонный лопастной модели M16-S6 (далее - ЭПР) |
52888-13 |
|
Преобразователи (датчики) давления измерительные EJ* |
59868-15 |
|
Преобразователи давления измерительные FCX-AII |
53147-13 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 |
52638-13 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм1) |
14557-15 |
Продолжение таблицы 1
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829) |
15642-06 |
|
Анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении |
47395-11 |
|
Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2 |
63044-16, 46375-11 |
|
Датчики температуры TMT142R |
63821-16 |
|
Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 |
57762-14 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 (далее - ИВК) |
53852-13 |
|
Контроллеры программируемые логические REGUL RX00 |
63776-16 |
|
Манометры МП |
59554-14 |
|
Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3 |
17159-14 |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
|
Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - ТПУ) |
20054-12 |
|
Примечание 1) - Применяется при температуре измеряемой среды от минус 2 до плюс 25 °С. | |
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей, массовой доли воды, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих измерительных компонентов давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих ТПР с применением ЭПР на контрольной измерительной линии;
- определение метрологических характеристик и КМХ ТПР и ЭПР с применением ТПУ;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- контроль технологических параметров нефти в системе, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Установка пломб на систему и нанесение знака поверки на систему не предусмотрены.
Заводской номер системы нанесен на боковую стенку блока измерений показателей качества нефти системы.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Наименование ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Метрологические характеристики системы указаны с учетом влияния ПО.
Уровень защиты ПО системы «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
ПО АРМ оператора |
ПО ИВК | ||
|
Библиотека |
Версия | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll, Check_Library.dll, MI3532_2015_KMH.dll, MI3266_2010_PRV.dll, MI3267_2010_PRV.dll, MI3287_2010_PRV.dll, MI3380_2012_PRV.dll. MIPRKPR KMH.dll |
1.3.4.7897 1.1.1.1 1.4.2.1 1.1.3.1 1.2.1.2 1.2.2.3 1.5.1.0 1.2.1.1 |
EMC07.Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
РХ.7000.01.04 | |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d1340b0f02928c2b5bc66dc3da5e6103 8af80753310f794735eceb9cecf859b2 c93ac1c98490c5bf480b081972a3b05b 5302250610fa614da17bcf734e9e1eed 31d353f0cf793db867a030816336a827 de3d0289d1804790150ab017725e888f 4c1cddca25862e43ba618f0420fabe2e 695ce81a9bc37b0964cdd49eb55c3d33 |
A204D560 | |
|
Алгоритм вычисления |
MD5 |
CRC32 | |
Технические характеристики
Состав и основные метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) с комплектным способом 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 ИК с комплектным
способом поверки
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Место установки ИК |
Состав ИК |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | ||||
|
1, 2, 3, 4 |
ИК объемного расхода нефти |
Блок измерительных линий (ИЛ 1, ИЛ 2, ИЛ 3, ИЛ 4) |
Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 250 мм; Преобразователь расхода жидкости эталонный лопастной модели M16-S6 |
Комплексы измерительновычислительные ИМЦ-07 |
±0,15 %1) (±0,10 %)2) |
1) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода с резервным и рабочими преобразователями расхода жидкости турбинными HELIFLU TZ-N с Ду 250 мм;
2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода с преобразователем расхода жидкости эталонным лопастным модели M16-S6, применяемым в качестве контрольного.
Таблица 4 - Метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, м3/ч |
от 250 до 2500 |
|
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. |
4 (2 рабочие, 1 резервная, 1 контрольная) |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Верхний предел избыточного давления нефти, МПа |
4,0 |
|
Диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт) |
от 2,0 до 30,01) |
|
Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в рабочем режиме - в режиме поверки и КМХ |
0,2 0,4 |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Режим управления: - запорной арматурой - регуляторами расхода и давления |
автоматизированный и ручной автоматизированный и ручной |
|
Параметры измеряемой среды: | |
|
Диапазон плотности в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 |
от 800,0 до 900,0 |
|
Диапазон температуры, °С |
от -10,0 до +25,0 |
|
Давление насыщенных паров, кПа, не более |
66,7 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
6,0 |
|
Массовая доля серы, % |
от 0,3 до 1,8 |
|
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
20 |
|
Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 °С, млн-1 (ррт), не более |
6,0 |
|
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более |
40 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Параметры электропитания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38 (трехфазное); 220±22, (однофазное), 50±1 |
|
Климатические условия эксплуатации системы: | |
Продолжение таблицы 5
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды»: - оборудование, размещенное в блоке измерений количества и показателей качества - оборудование, размещенное вне блока измерений количества и показателей качества |
У4 ХЛ1 |
|
- температура окружающего воздуха, °С |
от -49 до +37 |
|
- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С, |
от +5 до +35 |
|
- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % |
от 30 до 80 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 84 до 106,7 |
|
Примечание 1) - При вязкости нефти от 8 до 30 сСт минимальное значение расхода для системы 285 м3/ч. | |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 452, заводской № 1. |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 452» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2016.24747).
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) 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»
Смотрите также
