Система измерений количества и параметров нефти сырой ППН "Каменный Лог"
| Номер в ГРСИ РФ: | 40495-09 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Филиал по разработке и внедрению АС ОДУ ЗАО "Пермский центр по АСУ", г.Пермь |
| 40495-09: Описание типа СИ | Скачать | 181.9 КБ |
Для измерений массы нефти и параметров сырой нефти при учетных операциях между ООО "Энергетическая компания "РИФ" и ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ".
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 40495-09 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой ППН "Каменный Лог" |
| Технические условия на выпуск | проект.документация Филиала |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2009 |
| 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 | 35255 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 04д2 от 14.05.09 п.65 |
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 | 13 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 13 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 40495-09: Описание типа СИ | Скачать | 181.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ППН «Каменный Лог» (далее - система) предназначена для измерений массы сырой нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы и эксплуатационными документами ее компонентов.
Система состоит из измерительных каналов массы сырой нефти, температуры, избыточного давления, разности давления на фильтрах, объемного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти, объемной доли воды, плотности сырой нефти, основными компонентами которых являются:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 (далее - СРМ) (рег. номер 13425-06);
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (рег. номер 22257-05) в комплекте с преобразователями измерительными 3144Р (рег. номер 14683-04);
- преобразователи давления измерительные 3051 (рег. номер 14061-04);
- счетчик нефти турбинный МИГ (рег. номер 26776-08);
- влагомер сырой нефти модели ВСН-2 (рег. номер 24604-07);
- преобразователь плотности жидкости измерительный (мод. 7835) (далее - ПП) (рег. номер 15644-06);
- контроллер измерительный FloBoss S600 (далее - ИВК) (рег. номер 38623-08).
- термометры и манометры для местной индикации и контроля температуры и давления.
Для поверки и контроля метрологических характеристик (далее - МХ) СРМ применяют установку трубопоршневую поверочную стационарную «ОЗНА-Прувер С-0,05» модели 280 (далее - ТПУ) (рег. номер 31455-06).
Заводской номер системы указан в эксплуатационной документации.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (ИВК, АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций системы. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Уровень защиты ПО системы «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО______________________________________
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО АРМ оператора |
ПО ИВК | |
|
Идентификационное наименование ПО |
OilQual |
Reef20200623 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0 |
555 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3266D127 |
3988 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
CRC16 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики системы, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 20 до 120 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %: - массы брутто сырой нефти - массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории при содержании объемной доли воды от 0 до 20 % |
±0,25 ±1,5 |
Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики измерительных каналов (далее по тексту - ИК) с комплектным методом определения метрологических характеристик)
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав ИК |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||||
|
1 |
ИК массового расхода нефти |
2(рабочая ИЛ, резервная ИЛ) |
СРМ |
ИВК |
от 20 до 120 т/ч |
±0,25 % |
Таблица 4 - Основные технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая, 1 резервная) |
|
Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа: |
от 0,3 до 1,0 |
|
Физико-химические свойства измеряемой среды: | |
|
Диапазон плотности измеряемой среды в рабочих условиях, кг/м3: |
от 780 до 950 |
|
Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочих условиях, мм2/с (сСт): |
от 2 до 25 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от -5 до +30 |
|
Среднее значение объемной доли воды в объединенной пробе, %, не более |
20 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
40000 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Содержание свободного газа, % |
не допускается |
|
Режим работы системы |
периодический |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность системы
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой ППН «Каменный Лог», заводской № 01 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 1117-9-2020 |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ППН «Каменный Лог» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/8409-18). Регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2018.30765.
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Рос-стандарт) от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
Смотрите также
