Система измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО "Черномортранснефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 68185-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Черномортранснефть", г.Новороссийск |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО «Черномортранснефть» (далее - система) предназначена для динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 68185-17 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО "Черномортранснефть" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 03 |
Производитель / Заявитель
АО "Черномортранснефть", г.Новороссийск
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 68185-17: Описание типа СИ | Скачать | 81.7 КБ | |
| 68185-17: Методика поверки МП 0558-14-2017 | Скачать | 17.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 464
АО «Черномортранснефть» (далее - система) предназначена для динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).
Описание
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют по результатам измерений в трубопроводе:
- объема нефти с помощью преобразователя расхода жидкости турбинного, преобразователя избыточного давления и датчика температуры;
- плотности нефти с помощью поточного преобразователя плотности, преобразователя избыточного давления, датчика температуры.
Массу брутто нефти вычисляет контроллер измерительно-вычислительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям.
Массу нетто нефти вычисляет автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора как разность массы брутто нефти и общей массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти по результатам измерений массы брутто нефти, массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей и плотности нефти.
В состав системы входят:
- блок измерительных линий, имеющий две рабочие и одну резервную измерительные линии, параллельная работа рабочих измерительных линий обеспечивает необходимый диапазон динамических измерений массы нефти, резервная измерительная линия используется как резервная;
- общий для системы и для резервной системы учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 464 блок измерений показателей качества нефти, предназначенный для измерений температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды, массовой доли серы в нефти;
- узел подключения стационарной трубопоршневой поверочной установки;
- узел подключения передвижной поверочной установки на базе мерника и объемного счетчика для поверки стационарной трубопоршневой поверочной установки;
- система сбора и обработки информации;
- система дренажа.
В состав системы входят следующие основные средств измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с ДУ от 16 до 500 мм модели 250-2000 ДУ 250 мм (далее - ТПР), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 15427-06;
- датчики температуры 644, 3144Р модели 644, регистрационный № 39539-08;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-04, 14061-10, 14061-15;
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 3000/6000 модели OMNI 6000 (далее - ИВК), регистрационный № 15066-09;
- контроллер программируемый логический PLC Modicon серии Quantum (далее -ПЛК), регистрационный № 18649-09;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный № 303-91;
- манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ, ВТИ модели МТИ, регистрационный № 1844-63, 1844-15;
- манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ модели МПТИ, регистрационный № 26803-06, 26803-11;
В системе применяются общие с резервной системой учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО «Черномортранснефть» блок измерений показателей качества нефти и поверочная установка, в которых установлены следующие основные средства измерений:
- преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835, 7845, 7846, 7847) модели 7835, регистрационный № 15644-06;
- расходомер UFM 3030, регистрационный № 32562-09;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-05, 14557-10;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7825, 7826, 7827, 7828, 7829 модификации 7829, регистрационный № 15642-06;
- анализатор серы модели ASOMA 682T-HP-EX, ASOMA 682T-HP модификации ASOMA 682T-HP-EX, регистрационный № 50181-12;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - ТПУ), регистрационный № 37248-08.
При ремонте системы допускается замена отказавшего средства измерений на другое, аналогичного типа.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти в рабочих диапазонах расхода, плотности, температуры, давления, вязкости, объёмной доли воды, массовой доли серы в нефти;
- автоматическое измерение объёмного расхода, плотности, температуры, давления, вязкости, объёмной доли воды, массовой доли серы в нефти, объемного расхода в блоке измерений показателей качества нефти;
- поверка и контроль метрологических характеристик ТПР с помощью ТПУ;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Программное обеспечение
Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованные в ИВК, ПЛК и АРМ оператора.
В описании типа для ИВК, ПЛК отсутствуют идентификационные данные (признаки) их ПО.
ПО ПЛК не относится к метрологически значимой части ПО системы и предназначено для контроля и управления технологическими процессами.
ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы в системе и испытано при испытании системы в целях утверждения типа.
ПО имеет идентификационные данные (признаки), приведенные в таблице 1.
Таблица 1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Rate АРМ оператора УУН» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
B6D270DB |
ПО обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием системы ограничения доступа, установкой логина и пароля разного уровня доступа.
ПО имеет «средний» уровень 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, в том числе показатели точности, приведены в таблице 2.
Таблица 2
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (две рабочие, одна резервная) |
|
Диапазон динамических измерений массы (объёма) нефти, т/ч (м3/ч) |
от 300 до 2900 (от 400 до 3200) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
|
Параметры измеряемой среды | |
|
Измеряемая среда |
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от +5 до +35 |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа |
от 0,2 до 1,6 |
|
Плотность нефти при температуре 20°С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 |
от 830 до 910 |
|
Кинематическая вязкость при температуре нефти, сСт |
от 5 до 50 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Массовая доля серы, % |
до 1,8 включ. |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы |
непрерывный, автоматизированный |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Параметры электрического питания : - напряжение переменного тока 3-х фазное, В - напряжение переменного тока однофазное, В - частота переменного тока, Гц |
380 220±22 50 |
|
Температура окружающего воздуха, °С: - для измерительных линий; - для поверочной установки; - в блоке измерении показателей качества; - в операторной |
от -32 до +42 от +10 до +30 от +5 до +40 от +18 до +25 |
|
Средний срок службы, год, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 3.
Таблица 3
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО «Черномортранснефть». Заводской № 03 |
- |
1 шт. |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО «Черномортранснефть». Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО «Черномортранснефть». Методика поверки |
МП 0558-14-2017 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0558-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО «Черномортранснефть». Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИР» 31.03.2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
В системе применен косвенный метод динамических измерений массы нефти. Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 464», аттестована АО »Транснефть - Метрология», свидетельство об аттестации № 111-01.00152-2013-2017 от 03.03.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
Смотрите также
