Система измерений количества и показателей качества нефти № 556
| Номер в ГРСИ РФ: | 42710-09 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Инфракрасные и микроволновые системы" (ИМС), г.Москва |
| 42710-09: Описание типа СИ | Скачать | 219.7 КБ |
Для измерений массы брутто нефти и показателей качества нефти при учётных операциях ООО "Белые ночи".
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 42710-09 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 556 |
| Технические условия на выпуск | тех.документация ОАО |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2009 |
| Страна-производитель | Россия |
| Примечание | Взамен № 34947-07 |
| 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 | 37879 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 13 от 24.12.09 п.92 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Инфракрасные и микроволновые системы", г.Москва
Россия
125047, ул.4-я Тверская-Ямская, д.14, стр.3. Тел. (495) 775-77-25; 708-35-04; 708-33-27. Факс: 221-10-51, 708-31-10 (Зубовский б-р, 17)
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП ВНИИР |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 42710-09: Описание типа СИ | Скачать | 219.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 556 (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).
Описание
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 и эксплуатационными документами ее компонентов.
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода турбинных и преобразователей плотности. Выходные сигналы преобразователей расхода турбинных, температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
В состав системы входят следующие основные средства измерений:
- турбинные расходомеры-счетчики жидкости HELIFLU TZ-N (Dy 16-500), производства фирмы "FAURE HERMAN GROUPE INTERTECHNIQUE" Франция, модели TZ-N 80-110, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 15427-96;
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 16...500 мм, модели TZ-N 80-110, регистрационный № 15427-06;
- преобразователи давления измерительные 3051 фирмы Fisher-Rosemount, регистрационный № 14061-94;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-99, 14061-04;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный № 22257-01, 22257-05;
- преобразователи измерительные 644 к датчикам температуры, регистрационный № 14683-00, 14683-04;
- преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835, 7845, 7846, 7847) модели 7835, регистрационный № 15644-01, 15644-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-01, 14557-05;
- комплекс измерительно-вычислительный сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов OCTOPUS (ОКТОПУС) (далее - ИВК), регистрационный № 22753-02;
- манометры, вакуумметры, мановакуумметры для точных измерений типа МТИ, ВТИ, регистрационный № 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный № 303-91;
- вычислитель расхода модели 2522, регистрационный № 14079-00;
- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT97, регистрационный № 22214-01;
- манометры показывающие для точных измерений типа МПТИ, регистрационный № 26803-04;
- манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ, МВПТИ, регистрационный № 26803-06, 26803-11;
- манометры избыточного давления, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МТИф, ВТИф, МВТИф, регистрационный № 34911-07, 34911-11;
- датчик давления Метран-100, регистрационный № 22235-01, 22235-08;
- датчик давления Метран-150, регистрационный № 32854-09, 32854-13.
Для поверки и контроля метрологических характеристик турбинных преобразователей расхода модели TZ-N 80-110 применяется установка трубопоршневая стационарная поверочная "Прувер С-0,05", регистрационный № 26293-04 (далее - ТПУ) (рабочий эталон 2-го разряда единицы объёмного расхода жидкости в диапазоне значений от 10 до 100 м3/ч, регистрационный номер 3.6.АЛШ.0002.2015).
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти и объёмного расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в нефти;
- измерение массы нетто нефти с использованием результата измерений массы брутто нефти и результатов измерений массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей, массовой доли воды и плотности;
- автоматическое измерение температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в нефти;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- поверка и контроль метрологических характеристик турбинных преобразователей расхода модели TZ-N 80-110 с помощью ТПУ;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов приема сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Программное обеспечение
Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в ИВК и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора.
ПО ИВК, АРМ оператора настроены и испытаны при проведении испытаний в целях утверждения типа системы.
Идентификационные признаки ПО системы не выведены для индикации и недоступны пользователям системы.
ПО защищено от преднамеренных и непреднамеренных изменений установкой логина и пароля разного уровня доступа, ведения доступного только для чтения журнала событий.
При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения.
Конструкция системы исключает возможность несанкционированного доступа к ПО и к измерительной информации.
Уровень защиты ПО системы "средний" в соответствии с Р 50.2.077-2014 "ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения".
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики системы, включая показатели точности, приведены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон динамических измерений массы (объёма) нефти, т/ч (м3/ч) |
от 18 до 247 (от 22 до 297) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 2 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от +10 до +30 |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа |
от 0,3 до 4,0 |
|
Плотность измеряемой среды в диапазоне температуры и избыточного давления нефти, кг/м3 |
от 803 до 830 |
|
Кинематическая вязкость при температуре 20 ° С измеряемой среды, сСт |
от 2,1 до 5,1 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
1,0 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
300 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы |
непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится в центре нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 556. Заводской № 01 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 556 ОАО «Варьеганнефть» |
- |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 556. Методика поверки |
МП 0630-14-2017 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0630-14-2017 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 556. Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИР» 24.04.2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002, максимальный объёмный расход 100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1 %.
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 «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 556 на Западно-Варьеганском месторождении», аттестована ФГУП «ВНИИР» 29.06.2009 г.
Нормативные документы
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
Смотрите также
