| Номер в госреестре | 64949-16 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛПДС "Клин" АО "Транснефть - Дружба" |
| Изготовитель | АО "Транснефть - Дружба", г. Брянск |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛПДС «Клин» АО «Транснефть - Дружба» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть - Дружба» и АО «Транснефть - Прикамье».
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением 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 измерительно-вычислительный контроллер, как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет 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.
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.
В систему входят следующие средства измерений:
- счетчики нефти турбинные «МИГ-400» (далее - ТПР), регистрационный номер в государственном реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный) № 26776-04;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный № 15644-01;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, регистрационный № 15642-01;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), регистрационный № 14557-05;
- расходомер UFM 3030К, регистрационный № 32562-09;
- анализатор серы общий рентгеноабсорбционный в потоке нефти при высоком давлении NEX XT, регистрационный № 47395-11;
- преобразователи давления измерительные EJA модели 530 и 110, регистрационные № 14495-09;
- преобразователи давления измерительные EJX 430 А, регистрационный № 28456-04;
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820, регистрационный № 32460-06;
- термопреобразователи сопротивления типа TR модификации 200, регистрационный № 17622-05;
- трубопоршневая поверочная установка типа «СФРЮ-4000» (далее - ТПУ), с заводским № 7102, 1986 года выпуска, прошедшая процедуру метрологической аттестации.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000 (основной и резервный), регистрационный № 15066-01;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН», имеющие выделенную метрологически значимую часть (библиотеку «RateCalc»), свидетельство об аттестации программного обеспечения № 13602-15 от 24.06.2015;
- контроллеры программируемые логические PLC Modicon Quantum 140 (основной и резервный) для управления запорной и регулирующей арматурой, регистрационный №1864909.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений МТИ, регистрационный № 1844-63;
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный № 26803-06;
- термометры лабораторные стеклянные с взаимозаменяемыми конусами № 1, регистрационный № 4661-91;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 1, регистрационный 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, объема, температуры, давления, плотности нефти;
- 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 ВП;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР с применением ТПУ;
- проведение КМХ рабочих ТПР по контрольно-резервному ТПР, применяемому в качестве контрольного;
- 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.
Программное обеспечение (ПО)
ПО системы (контроллеры измерительно-вычислительные 0MNI-6000 и АРМ оператора «Rate АРМ оператора УУН») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Сведения о ПО указаны в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | ||||
| ПО «Rate АРМ оператора УУН» (основной, резервный) | ПО OMNI-6000 (основной) | ПО OMNI-6000 (резервный) | |||
| Идентификационное наименование ПО | «RateCalc» | - | - | - | - |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 2.4.1.1 | 24.74.13 | 24.74.17 | 024.72 | 024.73 |
| Цифровой идентификатор ПО | F0737B4F | - | - | - | - |
| Другие идентификационные данные | CRC32 | - | - | - | - |
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станции управления структуры идентификационных данных.
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. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует среднему уровню защиты в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Количество измерительный линий, шт. | 8 (шесть рабочих, одна контрольнорезервная, одна резервная) |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч | от 800 до 8000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Давление измеряемой среды, МПа | от 0,2 до 1,6 |
| Температура измеряемой среды, °С | от +3 до +40 |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» (с изм. №1 от 2006) |
| Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 | от 800 до 900 |
| Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) | от 5 до 40 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Условия эксплуатации СИКН: -температура окружающей среды, °С -относительная влажность воздуха, % | от -40 до +50 95 |
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
- система измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛПДС «Клин» АО «Транснефть - Дружба», 1 шт., заводской № 928;
- инструкция по эксплуатации системы, 1 экз.;
- МП 0313-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛПДС «Клин» АО «Транснефть - Дружба». Методика поверки», 1 экз.
осуществляется по документу МП 0313-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛПДС «Клин» АО «Транснефть - Дружба». Методикаповерки», утвержденной ФГУП «ВНИИР» 24 июля 2015 г.
Основное средство поверки:
Установка трубопроршневая с максимальным объемным расходом 4000 м /ч и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛПДС «Клин» АО «Транснефть - Дружба» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/384014-15 от 25 июня 2015 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛПДС «Клин» АО «Транснефть - Дружба»
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
| Зарегистрировано поверок | 89 |
| Поверителей | 4 |
| Актуальность данных | 22.11.2024 |
