Система измерений количества и показателей качества нефти № 100
Номер в ГРСИ РФ: | 71134-18 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "Транснефть - Верхняя Волга", г. Нижний Новгород |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 100 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть - Западная Сибирь» и ООО «Транснефть - Восток».
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 71134-18 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 100 |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 100 |
Производитель / Заявитель
АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Нижний Новгород
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 7 |
Найдено поверителей | 3 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
71134-18: Описание типа СИ | Скачать | 103.2 КБ | |
71134-18: Методика поверки МП 0622-14-2017 | Скачать | 5.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 100 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть - Западная Сибирь» и ООО «Транснефть - Восток».
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 (далее - ИВК), 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 установки поверочной трубопоршневой двунаправленной;
- системы сбора, обработки информации и управления;
- системы дренажа.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений по каждой измерительной линии и системе 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 системе в целом;
- автоматические измерения плотности, вязкости, содержания воды в нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти, соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих преобразователей расхода с применением контрольного преобразователя расхода;
- проведение поверки и КМХ преобразователей расхода с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной;
- 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 следующие основные средства измерений утвержденных типов:
- преобразователи расхода турбинные HTM10 (далее - ТПР), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный №) 56812-14;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный № 52638-13;
- преобразователи плотности и вязкости FVM, регистрационный № 62129-15;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, регистрационный № 14557-05;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм, регистрационный № 14557-10;
- датчики температуры TMT142R, регистрационный № 63821-16;
- преобразователи давления измерительные АИР-20/М2, регистрационный № 63044-16;
- датчики давления Метран-150, регистрационный № 32854-13;
- манометры показывающие МП, регистрационный № 59554-14;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4, регистрационный № 303-91;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный № 57762-14;
- комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 (далее - ИВК), регистрационный № 53852-13;
- контроллер программируемый SIMATIC S7-400, регистрационный № 15773-06;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, регистрационный № 37248-08.
Допускается применение средств измерений, находящихся на хранении, а именно:
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 250 мм, регистрационный № 15427-06;
- преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835), регистрационный № 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829), регистрационный № 15642-06;
- термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным цифровым сигналом ТСПУ модели 65-644, регистрационный № 27129-04;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-04;
- датчики давления «Метран-100», регистрационный № 22235-01;
- преобразователь давления AUTROL мод. APT3100, регистрационный № 37667-08.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на достоверность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты 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».
Пломбирование системы не предусмотрено.
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 и испытано при испытаниях системы в целях утверждения типа. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1 и таблице 2.
Таблица 1 - 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 |
A2O4D56O |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора «ГКС расход НТ»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
MassaNettoCalc.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 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблице 3 и таблице 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений расхода, м3/ч |
от 600 до 7156 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных линий, шт. |
7 (5 рабочих, 1 резервная и 1 контрольно-резервная) |
Избыточное давление, МПа: - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимое |
от 0,3 до 1,0 0,2 1,6 |
Параметры измеряемой среды: - измеряемая среда - температура, °С - вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры, мм2/с - плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - содержание свободного газа |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» от 0 до +35 от 2 до 30 от 830 до 870 1,0 100 0,05 не допускается |
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38, трехфазное; 220±22, однофазное; 50±1 |
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование, °С - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование, % - атмосферное давление, кПа |
от -54,4 до +36,3 от +5 до +25 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
Срок службы, лет, не менее |
20 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы печатным способом с помощью принтера.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 100, заводской № 100 |
- |
1 шт. |
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 100 |
- |
1 экз. |
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 100. Методика поверки |
МП 0622-14-2017 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0622-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 100. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» «20» октября 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» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки ТПР, входящих в состав системы, во всем диапазоне измерений, регистрационный № 3.2.ТНВ.0001.2016.
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 документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 100 ПСП «Тайшет-1» Иркутского РНУ ООО «Транснефть -Восток» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 131-01.00152-2013-2017).
Нормативные документы
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.
Приказ Министерства энергетики РФ от 15 марта 2016 г. № 179 «Перечень 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».