Система измерений количества и показателей качества нефти № 450
| Номер в ГРСИ РФ: | 70803-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Транснефть - Верхняя Волга", г. Нижний Новгород |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70803-18 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 450 |
Производитель / Заявитель
АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Нижний Новгород
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 8 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 70803-18: Описание типа СИ | Скачать | 82.9 КБ | |
| 70803-18: Методика поверки МП 0643-14-2017 | Скачать | 7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 450 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
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, вязкости, температуры и давления поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, 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.
Система состоит из:
- блока измерительных линий;
- блока измерений показателей качества нефти;
- стационарной трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ);
- эталонной установки для поверки ТПУ;
- системы сбора, обработки информации и управления;
- системы дренажа.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений за установленные интервалы времени по каждой измерительной линии и системы в целом в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории, за установленные интервалы времени по каждой измерительной линии и системы в целом;
- автоматические измерения плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочих преобразователей расхода с применением контрольного преобразователя расхода на контрольно-резервной измерительной линии;
- поверка и КМХ преобразователей расхода с применением установки поверочной, аттестованной в установленном порядке в качестве эталона;
- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль технологических параметров нефти в системе, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
В составе системы применены средства измерений (СИ) утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав системы
|
Наименование и тип СИ |
Регистрационный номер |
|
Преобразователи расхода турбинные HTM10 (далее - ТПР) |
56812-14 |
|
Датчики температуры TMT142R |
63821-16 |
|
Датчики давления Метран-150 |
32854-13 |
|
Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2 |
63044-16 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 |
52638-13 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-10 |
|
Преобразователи плотности и вязкости FVM |
62129-15 |
|
Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 |
57762-14 |
|
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИВК) |
53852-13 |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
|
Термометр электронный «ExT-01» |
44307-10 |
|
Манометры МП показывающие и сигнализирующие |
59554-14 |
|
Манометры показывающие МП |
47452-11 |
|
Контроллеры программируемые SIMATIC S7-400 |
66697-17 |
|
Устройство распределённого ввода-вывода SIMATIC ET200 |
66213-16 |
|
Двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы "Daniel" Ду от 8" до 42" (далее - ТПУ) |
20054-00 |
Допускается применение СИ, находящихся на хранении, которые указаны в таблице 2, а именно:
Таблица 2 - СИ, находящиеся на хранении
|
Наименование и тип СИ |
Регистрационный номер |
|
Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N c Ду 250 мм |
15427-06 |
|
Преобразователи давления измерительные EJX |
28456-09 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-99 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835) |
15644-06 |
|
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 |
22257-01 |
|
Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры |
14683-00 |
|
Датчики температуры 644 |
39539-08 |
|
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829) |
15642-06 |
Пломбировка системы не предусмотрена. Пломбировка СИ из состава системы осуществляется в соответствии с их описаниями типа.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы в системе и испытано при испытании системы в целях утверждения типа. Идентификационные данные ПО приведены в таблицах 3, 4.
Уровень защиты ПО в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует высокому уровню защиты.
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВК
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
EMC07.Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
PX.7000.01.04 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
A204D560 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора «ГКС расход НТ»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
MassaN ettoC alc.fct |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
90A86D7A |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Man Dens.fct |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
31A90EB4 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
KMX KPR.bmo |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1C5A09E6 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
KMX TPU.bmo |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
E3B5006C |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3380.bmo |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
4522CBB0 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 5, 6.
Таблица 5 - Метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, м 3/ч |
от 300 до 2100 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 6 - Основные технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (2 рабочие, 1 контрольная - резервная) |
|
Избыточное давление нефти, МПа: - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимое |
от 0,2 до 1,2 0,2 1,6 |
|
Показатели качества измеряемой среды: - вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) - плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 - температура нефти, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более |
от 4 до 30 от 824 до 885 от -2 до +15 0,5 300 0,05 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, оС - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование, оС - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование, % - атмосферное давление, кПа |
от -51 до +37 от +5 до +25 от 30 до 80 от 84,0 до 106,7 |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность системы
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 450,заводской № 450 |
1 шт. | |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 450. Методика поверки |
МП 0643-14-2017 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0643-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 450. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 27.10.2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки ТПР, входящих в состав системы во всем диапазоне измерений;
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
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
приведены в инструкции «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 450 ПСП Ангарского участка налива нефти филиала «Иркутское РНУ» ООО «Транснефть - Восток» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений от 05.10.2017 № 139-01.00152-2013-2017)
Нормативные документы
Приказ Минэнерго России от 15 марта 2016 г. № 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 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
Смотрите также
