Система измерений количества и показателей качества нефти № 625
| Номер в ГРСИ РФ: | 44509-10 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
| 44509-10: Описание типа СИ | Скачать | 216.6 КБ |
Для измерений массы брутто нефти и показателей качества нефти при проведении учётных операций при сдаче нефти с Ярегского месторождения и Тэбукской группы месторождений в систему магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть".
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 44509-10 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 625 |
| Технические условия на выпуск | проект.документация ООО |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2010 |
| 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 | 39970 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 01д3 от 25.03.10 п.110 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Россия
117312, ул.Вавилова, Д.47А, тел. (495) 221-10-50 факс 221-10-51, E-mail: ims@imsholding.ru
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП ВНИИР |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 44509-10: Описание типа СИ | Скачать | 216.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 625 (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительновычислительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В составе СИКН применены средства измерений утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
|
Наименование средства измерений |
Тип средства измерений зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модели CMF 400) в комплекте с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ) |
13425-06 |
|
Датчики температуры 644 |
39539-08 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-04 14061-10 |
|
Счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 |
22214-01 |
|
Контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000 (далее - ИВК) |
15066-09 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835) (далее - ПП) |
15644-06 |
|
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829) |
15642-06 |
|
Влагомеры нефти поточные модели LC (далее - ВП) |
16308-02 |
|
Манометры для точных измерений типа МТИ |
1844-63 |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массового расхода нефти при рабочих температуре и давлении по каждой измерительной линии (ИЛ) и в целом по узлу измерительных линий (УИЛ);
- автоматические измерения массы брутто нефти и 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, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории, и массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП, за установленные интервалы времени по каждой ИЛ и СИКН в целом;
- автоматический и ручной отбор проб нефти по ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Метод отбора пробы»;
- автоматические измерения объемного расхода нефти на узле измерений показателей качества нефти (далее - УИК);
- автоматические измерения температуры в УИЛ, УИК и в установке поверочной трубопоршневой двунаправленной (далее - ТПУ);
- автоматические измерения избыточного давления в УИЛ, УИК, ТПУ, на узле регулирования давления;
- автоматические измерения плотности и вязкости нефти в УИК;
- автоматические измерения разности давления на фильтрах в узле фильтров и УИК;
- автоматическая коррекция показаний СРМ по давлению;
- измерения давления и температуры с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочих и резервного СРМ с применением ТПУ в автоматизированном режиме;
- поверку рабочих и резервного СРМ с применением ТПУ в автоматизированном режиме;
- поверку ТПУ по передвижной поверочной установке 1-го разряда;
- автоматизированное и ручное управление запорной и регулирующей арматурой;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- дистанционное и местное регулирование расхода нефти через ИЛ и через ТПУ при проведении поверки и КМХ;
- регулирование расхода нефти через УИК с помощью насосов, оснащенных блоками частотного регулирования, для обеспечения определенного соотношения расходов потока в трубопроводе в месте отбора и трубопроводе УИК;
- защиту алгоритма и программы ИВК и автоматизированного рабочего места оператора СИКН от несанкционированного доступа системой паролей;
- дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентиф икационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
ПО АРМ оператора (основное) |
ПО АРМ оператора (резервное) |
ПО ИВК OMNI 6000 | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Rate АРМ оператора УУН |
Rate АРМ оператора УУН |
- |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3.1.1 |
2.3.1.1 |
24.75.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B6D270DB |
B6D270DB |
- |
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) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
ПО системы имеет «высокий» 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
Основные метрологические и технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные метрологические и технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (две рабочих, одна резервная) |
|
Измеряемая среда |
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Расход измеряемой среды через СИКН: - минимальный, т/ч (м3/ч) - максимальный, т/ч (м3/ч) |
50 (57) 500 (591) |
|
Давление измеряемой среды, МПа: - рабочее |
от 0,5 до 2,5 |
|
Суммарные потери давления на СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - в рабочем режиме - в режиме поверки и КМХ |
0,2 0,4 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
|
Режим работы СИКН |
Постоянный, автоматизированный |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Физико-химические показатели измеряемой среды | |
|
Вязкость кинематическая измеряемой среды при 10 °С, сСт, не более |
54,18 |
|
Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 |
от 845,9 до 870,8 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +10 до +45 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Содержание свободного газа |
Не допускается |
Основные технические характеристики СИКН приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКН
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380/220±22 50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
47 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, оС - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от -40 до +35 80 от 96 до 104 |
|
Средний срок службы, лет |
10 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 625 |
заводской № 01 |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
1 экз. | |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 625. Методика поверки |
МП 0467-14-2016 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0467-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 625. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 29.08.2016 г.
Основные средства поверки:
ТПУ, применяемая в качестве рабочего эталона 2 разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», с верхним диапазоном измерений 650 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1 %, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 20054-06;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки на СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе 0332.01.00.000 ИС МИ «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 625 ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/97014-16 от 26.08.2016г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
Смотрите также
