| Номер в госреестре | 68186-17 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО "Черномортранснефть" |
| Изготовитель | АО "Черноморские магистральные нефтепроводы", г.Новороссийск |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО «Черномортранснефть» (далее - система) предназначена для динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).
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 прямого метода динамических измерений массы брутто нефти. При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти измеряют при помощи счетчиков-расходомеров массовых и результат измерений массы брутто получают непосредственно.
Массу нетто нефти вычисляет автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора как разность массы брутто нефти и массы балласта.
Массу балласта определяют как общую массу воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Для этого определяют массовые доли воды, механических примесей и хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу.
Система состоит из трех рабочих и одного резервного измерительных каналов массы брутто нефти и измерительных каналов температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти.
В состав системы входят следующие основные средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модификации DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, T, CNG050, H, LF) модификации CMF400 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 13425-06, 45115-10;
- преобразователи плотности жидкости измерительные (модели 7835, 7845, 7846, 7847) модели 7835 регистрационный № 15644-06;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (модели 7825, 7826, 7827, 7828, 7829) модели 7829 регистрационный № 15642-06;
- датчики температуры 644, 3144Р регистрационный № 39539-08;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-99, 14061-10;
- измерительно-вычислительные контроллеры OMNI 3000/6000 модели OMNI 6000 (далее - ИВК) регистрационный № 15066-01, 15066-09;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм регистрационный № 14557-10;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная регистрационный № 20054-01;
- манометры, вакуумметры, мановакуумметры для точных измерений типа МТИ и ВТИ регистрационный № 1844-63;
- манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ модели МПТИ регистрационный № 26803-06, 26803-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 регистрационный № 303-91.
При ремонте системы допускается замена отказавшего средства измерений на другое, аналогичного типа.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти и массового расхода нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объёмной доли воды в нефти;
-измерение массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды и плотности;
- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной доли воды в нефти;
- поверка и контроль метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых с помощью установки поверочной трубопоршневой двунаправленной;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованные в ИВК и АРМ оператора.
В описание типа для ИВК отсутствуют идентификационные данные (признаки) его ПО.
ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы в системе и испытано при испытании системы в целях утверждения типа.
ПО системы имеет идентификационные данные (признаки), приведенные в таблице 1.
Таблица 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Rate АРМ оператора УУН» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6D270DB |
ПО обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием системы ограничения доступа, установкой логина и пароля разного уровня доступа.
ПО имеет «средний» уровень защиты в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Метрологические и основные технические характеристики системы приведены в таблице 2.
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (три рабочие, одна резервная) |
| Диапазон динамических измерений массы нефти, т/ч | от 120 до 800 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Параметры измеряемой среды | |
| Измеряемая среда | Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Температура измеряемой среды, °С | от +5 до +35 |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа | от 0,2 до 6,3 |
| Плотность измеряемой среды при температуре 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 | от 800 до 930 |
| Кинематическая вязкость при температуре измеряемой среды, сСт | от 4 до 250 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм , не более | 100 |
| Массовая доля серы, %, не более | 1,8 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим работы | непрерывный, автоматизированный |
| Параметры электрического питания : - напряжение переменного тока 3-х фазное, В - напряжение переменного тока однофазное, В - частота переменного тока, Гц | 380 220±22 50 |
| Температура окружающего воздуха, °С: - для измерительных линий; - для поверочной установки; - в блоке измерении показателей качества; - в операторной | от -20 до +50 от +5 до +35 от +5 до +35 от +18 до +25 |
| Средний срок службы, год, не менее | 10 |
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность системы приведена в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО »Черномортранснефть», заводской № 03 | 1 шт. | |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО «Черномортранснефть» | 1 экз. | |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО «Черномортранснефть». Методика поверки | МП 0569-14-2017 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0569-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО »Черномортранснефть». Методика поверки», утверждённая ФГУП «ВНИИР» 31.03.2017 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
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
В системе применен прямой метод динамических измерений массы брутто нефти. Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО «Черномортранснефть», аттестована АО «Транснефть - Метрология», свидетельство об аттестации № 11001.00152-2013-2017 от 10.03.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 73 АО «Черномортранснефть»
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 17.11.2024 |
