Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП "Новокуйбышевский" Самарского РНУ ОАО "Приволжскнефтепровод". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП "Новокуйбышевский" Самарского РНУ ОАО "Приволжскнефтепровод"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 2071 п. 56 от 19.12.2014
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при сдаче нефти из магистрального нефтепровода «Бавлы - Куйбышев» на ОАО «Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод».

Описание

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 и эксплуатационными документами ее компонентов.

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по нефтепроводу, с применением ультразвукового расходомера, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.

В состав системы входят:

- измерительная линия;

- система обработки информации.

В системе для измерений показателей качества нефти применяется блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК), входящий в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «При-волжскнефтепровод» (далее - СИКН № 402).

В системе применены типы средств измерений, указанные в таблице 1.

Таблица 1

Наименование средства измерений

Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №

Средства измерений, входящие в состав системы

Расходомер ультразвуковой UFM 3030 (далее - ультразвуковой расходомер)

48218-11

Датчик температуры 3144Р

39539-08

Преобразователь давления измерительный 2088

16825-08

Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3

17159-14

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

303-91

Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07

53852-13

Окончание таблицы 1

Наименование средства измерений

Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №

Средства измерений, входящие в состав БИК СИКН № 402

Расходомер ультразвуковой UFM 3030

45410-10

Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

52638-13

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829

15642 -06

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

14557-10

Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3

17159-08, 17159-14

Манометры деформационные образцовые с условными шкалами типа МО

43816-10

Датчики давления 2051C

39531-08

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

303-91

Термопреобразователи сопротивления платиновые 65

22257-11

Преобразователи измерительные 644

14683-09

Преобразователь давления измерительный 2088

16825-08

Для поверки и контроля метрологических характеристик ультразвукового расходомера применяют средства измерений, указанные в таблице 2.

Таблица 2

Наименование средства измерений

Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №

Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее - поверочная установка)

12888-99

Преобразователи расхода жидкости турбинные серии Sentry Ду 8" (далее - ТПР)

12750-91

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение объемного расхода, объема и массы брутто нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости;

- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной доли воды в нефти;

- измерение давления и температуры нефти с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

- автоматическое 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 УДВН-1пм;

- поверка и контроль метрологических характеристик ультразвуковой расходомер с применением поверочной установки и ТПР, входящих в состав СИКН № 402, в автоматизированном режиме;

- защита алгоритма и программного обеспечения системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

- автоматический и ручной отбор проб нефти;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность 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».

Программное обеспечение

системы обеспечивает реализацию функций системы. Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в комплексе измерительно-вычислительном ИМЦ-07 и автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора ПО «ФОРВАРД». Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 3.

Таблица 3

Идентификационные данные (признаки)

Значение

ПО «Форвард»

ПО ИМЦ-07

Идентификационное наименование ПО

ArmA.dll

ArmMX.dll

ArmF.dll

EMC07.exe

Номер версии (идентификационный номер ПО)

4.0.0.1

4.0.0.1

4.0.0.1

РХ.7000.01.01

Цифровой   идентификатор

ПО

8B71AF71

30747EDB

F8F39210

7A70F3CC

Другие идентификационные данные

-

-

-

-

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует среднему.

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблице 4.

Таблица 4

Наименование характеристики

Значение характеристики

Количество измерительных линий, шт.

1 (одна рабочая)

Диапазон измерений расхода, м3/ч

От 210 до 2800

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

± 0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

± 0,6

Параметры измеряемой среды:

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»

Избыточное давление, МПа

От 0,3 до 0,64

Окончание таблицы 4

Наименование характеристики

Значение характеристики

Температура, °С

От 5 до 25

Плотность измеряемой среды, кг/м3

- при минимальной в течение года температуре нефти

- при максимальной в течение года температуре нефти

От 865 до 890

От 810 до 855

Кинематическая вязкость в рабочих условиях, сСт

От 5 до 45

Массовая доля воды, %, не более

1,0

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

900

Содержание свободного газа

Не допускается

Режим работы системы

Периодический

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы методом компьютерной графики.

Комплектность

Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.

Таблица 5

Наименование

Количество

Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепро-вод», заводской № 608/УРСУ

1 шт.

Инструкция по эксплуатации

1 экз.

МП 0186-14-2014 «Инструкция. ГСИ. Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод». Методика поверки»

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0186-14-2014 «Инструкция. ГСИ. Резервная система измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 17 октября 2014 г.

Основные средства поверки:

- установка поверочная, максимальный объёмный расход 1100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %;

- установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 650 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;

- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- калибратор электрических сигналов ASC300-R в комплекте с двумя внешними модулями АРМН (APMO15PGHG и APMO3KPAHG), нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

- влагомер эталонный лабораторный товарной нефти ЭУДВН-1л, диапазон измерений объёмной доли воды от 0,03 % до 2,00 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,03 %;

- вискозиметр JSW, диапазон воспроизводимых значений вязкости от 1 до 100 мПа •с, пределы допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,33 % от полной шкалы;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5x10’4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5x108 имп.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением резервной системы измерений количества и показателей качества нефти № 402 ПСП «Новокуйбышевский» Самарского РНУ ОАО «Приволжскнефтепровод», зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2014.18660.

Нормативные документы

1. ГОСТ 8.589-2007 «ГСИ. Ведение учетных операций на пунктах приема-сдачи нефти в нефтепроводных системах ».

2. Техническая документация ООО «ИМС Индастриз».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли, выполнение государственных учетных операций и учета количества энергетических ресурсов.

Развернуть полное описание