Система измерений количества и показателей качества нефти № 276
| Номер в ГРСИ РФ: | 29108-05 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Филиал по разработке и внедрению АС ОДУ ЗАО "Пермский центр по АСУ", г.Пермь |
| 29108-05: Описание типа СИ | Скачать | 172.9 КБ |
Для автоматизированного измерения количества и показателей качества нефти при учетных операциях между ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь" и ОАО "Северо-Западные магистральные нефтепроводы".
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 29108-05 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 276 |
| Технические условия на выпуск | проектная документация ООО "ПермНИПИнефть" |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2005 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИР |
| Адрес центра | 420088, г.Казань, ул.2-я Азинская, 7а |
| Руководитель центра | Иванов Валерий Павлович |
| Телефон | (8*843*2) 72-70-62 |
| Факс | 72-00-32 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 20562 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 06 от 28.04.05 п.43 |
Производитель / Заявитель
Филиал по разработке и внедрению АС ОДУ ЗАО "Пермский центр по АСУ", г.Пермь
Россия
614007, ул.Островского, 65, тел.: (3422) 16-81-87, 16-02-53, факс: 16-83-60
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП ВНИИР |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 29108-05: Описание типа СИ | Скачать | 172.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 276 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных. Выходные электрические сигналы преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователей температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, узла подключения передвижной поверочной установки, системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из двух рабочих и одной резервной измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N c Ду 150 (далее - ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее - регистрационный номер) 15427-01;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный номер 22257-01, в комплекте с преобразователями измерительными 3144 к датчикам температуры, регистрационный номер 14683-00;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационные номера 14061-99, 14061-04;
- денсиметры SARASOTA модификации FD960, регистрационный номер 19879-00;
- плотномеры SARASOTA, регистрационный номер 51945-12;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, регистрационный номер 15642-01;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, регистрационный номер 15642-06, в комплекте с комплексами программно-техническими модели 7951ЕА, регистрационный номер 53848-13;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационные номера 14557-01, 14557-10;
- счетчик-расходомер массовый модели R, регистрационные номера 13425-01, 13425-06;
- установка стационарная трубопоршневая поверочная «Прувер С-0,05» (далее - ТПУ), регистрационный номер 26293-04.
В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:
- контроллеры измерительные FloBoss модели S600 (далее - ИВК), регистрационный номер 14661-02;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы;
- контроллер SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000, регистрационный номер 16856-03.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МТИ, регистрационный номер 1844-63;
- манометры избыточного давления показывающие для точных измерений МТИф, регистрационный номер 34911-07;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения объемного расхода и объема нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории;
- автоматические измерения плотности, вязкости и объемной доли воды в нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик и поверки ТПР с применением ТПУ, аттестованной в качестве рабочего эталона единицы объемного расхода жидкости 2 разряда в диапазоне значений от 50 до 500 м3/ч, регистрационный № 3.6.АОЮ.0003.2015, или передвижной поверочной установки;
- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах АРМ оператора системы. Идентификационные данные ПО ИВК приведены в таблице 1.
Таблица 1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО ИВК (основной) |
ПО ИВК (резервный) | |
|
Идентификационное наименование ПО |
- |
- |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
04.11p |
04.111 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
- |
- |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений осуществляется путем защиты от несанкционированного доступа.
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 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) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
ПО системы имеет средний уровень защиты 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».
Технические характеристики
Метрологические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблице 2.
Таблица 2
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Диапазон измерений расхода измеряемой среды, м3/ч |
от 160 до 1000 |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа |
от 0,3 до 1,4 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Параметры измеряемой среды | |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от +5 до +30 |
|
Плотность измеряемой среды, кг/м3 |
от 850 до 930 |
|
Вязкость кинематическая измеряемой среды, мм2/с: - при температуре 20 ° С - в рабочем диапазоне температуры |
40 от 10 до 40 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
300 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая доля серы, % |
от 1,8 до 4,0 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 3.
Таблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (две рабочие, одна резервная) |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220, 380 50 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С |
от -37 до +40 |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
120 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 4
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 276, заводской № 02 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 276. Методика поверки |
МП 0540-14-2016 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0540-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 276. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 22 декабря 2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон единицы объемного расхода жидкости 2 разряда в диапазоне значений от 50 до 500 м3/ч по ГОСТ 8.142-2013;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки на систему.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 276 «Оса» ООО «Лукойл-Пермь» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 802014-04, зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2009.06756).
Нормативные документы
ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
