Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП "Альметьевск" ПАО "Татнефть" основная схема учета
Номер в ГРСИ РФ: | 76989-19 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "НПП "ГКС", г.Казань |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» основная схема учета (далее по тексту - система) предназначена для автоматического измерения массы брутто нефти, определения показателей качества нефти и автоматизированного измерения массы нетто нефти при учетных операциях между ПАО «Татнефть» и Альметьевским районным нефтепроводным управлением АО «Траснефть-Прикамье».
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 76989-19 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП "Альметьевск" ПАО "Татнефть" основная схема учета |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 662 |
Производитель / Заявитель
ООО НПП "ГКС", г.Казань
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 4 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
76989-19: Описание типа СИ | Скачать | 76.5 КБ | |
76989-19: Методика поверки НА.ГНМЦ.0143-18 МП | Скачать | 464.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» основная схема учета (далее по тексту - система) предназначена для автоматического измерения массы брутто нефти, определения показателей качества нефти и автоматизированного измерения массы нетто нефти при учетных операциях между ПАО «Татнефть» и Альметьевским районным нефтепроводным управлением АО «Траснефть-Прикамье».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, реализованного с применением счетчиков-расходомеров массовых.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной и изготовленной для конкретного объекта из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы и эксплуатационными документами ее составляющих.
Конструктивно система состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ), узла стационарной трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ). Технологическая обвязка и запорная арматура системы не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из трех рабочих и одной резервной измерительных линий (ИЛ).
В состав каждой ИЛ входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- расходомер массовый Promass X 83 DN 350 (далее по тексту - СРМ) (регистрационный № 50365-12);
- датчик температуры TMT142R (регистрационный № 67337-17 или № 63821-16);
- датчик давления типа КМ35-И (регистрационный № 56680-14) или преобразователь давления измерительный КМ35-И (регистрационный № 71088-18);
- датчик давления типа КМ35-Д (регистрационный № 56680-14) или преобразователь давления измерительный КМ35-Д (регистрационный № 71088-18) для измерения перепада давления на фильтре;
- фильтр;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
На входном коллекторе БИЛ установлены:
- датчик давления типа КМ35-И (регистрационный № 56680-14) или преобразователь давления измерительный КМ35-И (регистрационный № 71088-18);
- манометр для местной индикации давления.
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
- два пробозаборных устройства щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;
- датчик давления типа КМ35-И (регистрационный № 56680-14) или преобразователь давления измерительный КМ35-И (регистрационный № 71088-18);
- датчик температуры TMT142R (регистрационный № 67337-17 или № 63821-16);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835В (далее по тексту - ПП) (регистрационный № 15644-01 и/или № 52638-13);
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827 (регистрационный №15642-01 и/или № 15642-06) и/или преобразователь плотности и вязкости FVM (регистрационный № 62129-15);
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-01 и/или № 14557-05 и/или № 14557-15);
- датчик температуры RTT20 (регистрационный № 54693-13 и/или №20248-00);
- датчик давления серии I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-02);
- счетчик нефти турбинный МИГ-32 (регистрационный № 26776-04) и/или преобразователь расхода турбинный МИГ-М-32 (регистрационный № 65199-16);
- два пробоотборника для ручного и автоматического отбора проб;
- фильтры тонкой очистки;
- насосы для перекачки нефти;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
Узел ТПУ имеет в своем составе следующие СИ:
- установка поверочная трубопоршневая Сапфир НГИ-1100 (регистрационный № 63566-16);
- датчики давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- термопреобразователи сопротивления серии W (регистрационный № 59883-15) в комплекте с преобразователями измерительными PR (регистрационный № 51059-12);
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения ПУ предназначенный для подключения ПУ 1 разряда к стационарной ТПУ 2 разряда при проведении поверки ТПУ и при проведении контроля метрологических характеристик СРМ по передвижной ПУ в составе:
- датчик давления типа КМ35-И (регистрационный № 56680-14) или преобразователь давления измерительный КМ35-И (регистрационный № 71088-18);
- датчик температуры TMT142R (регистрационный № 67337-17 или № 63821-16);
- счетчик нефти турбинный МИГ (регистрационный № 26776-04);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
В СОИ системы входят:
- два контроллера измерительных FloBoss S600+ (основной и резервный) (регистрационный № 57563-14);
- преобразователи сигналов серии НПСИ (регистрационный № 43742-15);
- автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ), с установленным на нем программным обеспечением «ГКС Расход НТ», оборудованное персональным компьютером со специализированным программным обеспечением и средствами отображения и печати.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций :
- измерение массового расхода и массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- вычисление массы нетто нефти 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 объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного;
- измерение в БИК объемной доли воды в нефти, плотности и вязкости нефти;
- измерение давления и температуры нефти;
- проведение контроля метрологических характеристик и поверки СРМ с применением стационарной ТПУ и ПП;
- отбор проб (автоматический и ручной) согласно ГОСТ 2517-2012;
- контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на два структурных уровня - верхний и нижний .
К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных Floboss S600+ (далее по тексту - контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.
К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса АРМ оператора «ГКС Расход НТ», выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов, вычисления массы нетто нефти. К метрологически значимой части программного комплекса АРМ оператора «ГКС Расход НТ» относится файл «metrological_char.jar».
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Linux Binary.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.21 |
Цифровой идентификатор ПО |
6051 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC 16 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ГКС Расход НТ |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
4.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
70796488 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC 32 |
Технические характеристики
аблица 3 -Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч |
от 161 до 2308 |
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 характеристики |
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
Характеристики измеряемой среды: - диапазон плотности, кг/м3 - диапазон давления, МПа - диапазон температуры, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - вязкость кинематическая, сСт, не более - содержание свободного газа |
от 870 до 910 от 1,0 до 3,6 от +8,0 до +40,0 0,5 0,05 100 100 не допускается |
Режим работы СИКН |
непрерывный |
Параметры электропитания - напряжение питания сети, В - частота питающей сети, Гц |
380 трехфазное 220±22 однофазное 50 |
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С |
от -40,0 до +40,0 |
Средний срок службы с момента ввода в промышленную эксплуатацию, лет, не менее |
8 |
Средняя наработка на отказ, час |
20 000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» основная схема учета, зав. №662 |
- |
1 шт. |
Инструкция по эксплуатации системы |
- |
1 экз. |
Методика поверки |
НА.ГНМЦ.0143-18 МП |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0143-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» основная схема учета. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 04.12.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Рос-стандарта от 07.02.2018 г. № 256;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
приведены в документе МН 711-2018 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» основная схема учета», ФР.1.28.2019.33348.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. «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»
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 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