Система измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО "Транснефть - Верхняя Волга". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО "Транснефть - Верхняя Волга"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 1

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть -Верхняя Волга» (далее - система) предназначена для автоматизированного коммерческого учета нефти, поступающей с АО «Транснефть - Прикамье» и подлежащей сдаче в АО «Транснефть -Верхняя Волга».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением ультразвуковых преобразователей расхода, плотности нефти с применением преобразователя плотности или в лаборатории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразователей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет комплекс измерительно-вычислительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, 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 объёмной доли воды с помощью влагомера нефти поточного.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из пяти (трех рабочих и двух резервных) измерительных линий массы брутто нефти. В систему входят следующие средства измерений (СИ):

-    счетчики ультразвуковые «Altosonic V», входящие в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть - Верхняя Волга» (далее - ’3C), в количестве 5 (пять) штук с заводскими номерами 990286, 998120, 230061/1001, 230061/1002, 110743. № 18656-00;

-    преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный) № 52638-13;

-    преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные мод. 7829, регистрационный № 15642-06;

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-10;

-    расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный № 48218-11;

-    преобразователи измерительные 644 и 3144Р, регистрационный № 14683-04 в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65, регистрационный 22257-01;

-    термопреобразователи сопротивления платиновые TR63, регистрационный № 49519-12, в комплекте с преобразователями измерительными серии iTEMP модели ТМТ82, регистрационный № 50138-12;

-    преобразователи давления измерительные 3051, регистрационные № 14061-04;

-    преобразователи (датчики) давления измерительные EJX 530A и EJX 110А, регистрационный № 59868-15;

В систему сбора и обработки информации системы входят:

-    комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИМЦ-07), регистрационный № 53852-13;

-    АРМ оператора с программным обеспечением «Форвард «Pro».

В состав системы входят показывающие СИ:

-    манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный № 26803-11;

-    манометры для точных измерений типа МТИ, регистрационный № 1844-63;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2, регистрационный № 303-91. Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности нефти и вязкости;

-    вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением влагомера;

-    измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих СИ давления и температуры нефти соответственно;

-    проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗС с применением установки поверочной трубопоршневой;

-    автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

-    контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

-    защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства средства измерений

снабжены средствами защиты (пломбировки) 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

Программное обеспечение (ПО) системы (ИМЦ-07 и АРМ оператора «Форвард «Pro») обеспечивает реализацию функций системы. Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе АРМ оператора структуры идентификационных данных. Сведения о ПО указаны в таблице 1.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентиф икационные данные (признаки)

Значение

ПО АРМ оператора «Форвард «Pro»

ПО ИМЦ-07

Идентификационное наименование ПО

ArmA.dll,

ArmMX.dll,

ArmF.dll

EMC07.exe

Номер версии (идентификационный номер ПО)

4.0.01

РХ.7000.01.01

Цифровой идентификатор ПО

8B71AF71,

30747EDB,

F8F39210

7A70F3CC

Алгоритм вычисления

CRC32

CRC32

Технические характеристики

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики системы

Наименование характеристики (показателя)

Значение характеристики (показателя)

Количество измерительных линий, шт.

5 (три рабочих и две резервных)

Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч

от 1200 до 8700

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Суммарные потери давления при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:

-    в рабочем режиме

-    в режиме поверки или КМХ

0,2

0,4

Режим работы системы

непрерывный, автоматизированный

Параметры измеряемой среды:

Измеряемая среда

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

Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3

от 839,0 до 906,0

Давление измеряемой среды в системе с учетом ее подключения к технологическим трубопроводам, МПа:

-    минимально допускаемое

-    рабочее

-    максимально допускаемое

0,09

0,24

0,75

Диапазон температуры измеряемой среды, °С

от +7 до +35

Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт)

от 7 до 35

Массовая доля воды, %, не более

0,7

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

150

Массовая доля парафина, %, не более

5,0

Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ppm), не более

100,0

Массовая доля серы, %, не более

1,5

Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1 (ppm), не более

100,0

Давление насыщенных паров, мм рт. ст., не более

350

Содержание свободного газа

не допускается

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Параметры электрического питания:

- напряжение переменного тока, В

380, трехфазное, 220±22, однофазное,

- частота переменного тока, Гц

50

Климатические условия эксплуатации системы:

- температура наружного воздуха, °С

от -20 до +50

- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С,

от +5 до +25

Продолжение таблицы 3

- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, %

от 45 до 80

- атмосферное давление, кПа

от 84 до 106

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность системы

Наименование

Обозначение

Количе

ство

Система измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть - Верхняя Волга»

Заводской № 104

1 шт.

Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть - Верхняя Волга»

1 экз.

«Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть - Верхняя Волга». Методика поверки»

МП 0512-14-2016

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0512-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть - Верхняя Волга». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 25 ноября 2016 г.

Основные средства поверки:

-    трубопоршневая поверочная установка СФРЮ-4000, применяемая в качестве эталона 2-го разряда по ГОСТ 8.510 - 2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», с верхним пределом объемного расхода 4000 м /ч, и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,1 %;

-    средства поверки в соответствии с методикой поверки на систему.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Сведения о методах измерений

приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть - Верхняя Волга» (свидетельство об аттестации методики измерений №01.00257-2013/381014-15).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 142 АО «Транснефть - Верхняя Волга»

ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».

Развернуть полное описание