Система измерений количества и показателей качества нефти № 235 на ПСП "Калиновый ключ" ООО "Татнефть-Самара"
Номер в ГРСИ РФ: | 45205-10 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
45205-10: Описание типа СИ | Скачать | 194.1 КБ |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 45205-10 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 235 на ПСП "Калиновый ключ" ООО "Татнефть-Самара" |
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 | 40833 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | 03д2 от 29.07.10 п.231 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Россия
450005, Башкортостан, ул.50 лет Октября, 24, тел. (3472) 28-44-36, факс 28-44-11, тел/факс 28-80-98
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП утверждена ВНИИР в 2010 г. |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 24 |
Найдено поверителей | 3 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 24 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
45205-10: Описание типа СИ | Скачать | 194.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 235 на ПСП
«Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью расходомеров массовых. Выходные сигналы вторичных электронных преобразователей расходомеров массовых поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, 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 производства. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
Конструктивно СИКН состоит из следующих блоков:
- блок измерительных линий (БИЛ), включающий входной и выходной коллекторы, измерительные линии (ИЛ);
- блок измерений показателей качества нефти;
- стационарная трубопоршневая поверочная установка;
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ);
- система сбора, обработки информации, а также управления технологическим оборудованием.
В составе СИКН функционально выделены измерительные каналы (ИК) массы и массового расхода, определение метрологических характеристик которых осуществляется комплектным методом при проведении поверки СИКН.
В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Измерительные компоненты
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
Расходомеры массовые Promass с датчиком F и электронным преобразователем 83 (далее - РМ) |
15201-07 |
Преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP, Deltabar S PMD |
23360-02, 41560-09, 16781-04 |
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR |
26239-06, 49519-12 |
Преобразователи измерительные серии iTEMP ТМТ |
39840-08, 50138-12 |
Преобразователь плотности жидкости измерительный (мод. 7835) |
15644-06 |
Счетчик нефти турбинный МИГ |
26776-08 |
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829) |
15642-06 |
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-05, 14557-10 |
Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 (далее -ИВК) |
75139-19 |
Установка трубопоршневая «Сапфир М» (далее - ТПУ) |
23520-07 |
В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры утвержденного типа.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массового расхода и массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности 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 за установленные интервалы времени или результаты измерений массовой доли воды, определенной по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пм;
- автоматические измерения температуры, давления, плотности нефти, объемной доли воды в нефти, динамической вязкости нефти;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего РМ с применением контрольно-резервного РМ, применяемого в качестве контрольного;
- поверку и КМХ РМ по ТПУ;
- поверку ТПУ по ППУ;
- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчетов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспорта качества нефти;
- автоматический контроль параметров нефти, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН (ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и АРМ оператора ПО «ФОРВАРД PRO». ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях СИКН в целях утверждения типа.
Наименование ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Уровень защиты ПО СИКН «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные |
Значение |
данные (признаки) |
ПО АРМ оператора «ФОРВАРД PRO» (основное и резервное) |
ИМЦ-07 (основной и резервный) | ||
Идентификационное наименование ПО |
ArmA.dll |
ArmMX.dll |
ArmF.dll |
EMC07.Metrology.dll |
Продолжение таблицы 2
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
ПО АРМ оператора «ФОРВАРД PRO» (основное и резервное) |
ИВК (основной и резервный) | |||
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
4.0.0.2 |
4.0.0.4 |
4.0.0.2 |
PX.7000.01.07 |
Цифровой идентификатор ПО |
1D7C7BA0 |
E0881512 |
96ED4C9B |
332С1807 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблицах 3, 4 и 5.
Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики 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 (ПИП) |
Вторичная часть | |||||
1 |
ИК массы и массового расхода нефти (ИК-1, ИК-2, ИК-3) |
3 (1 ИЛ, 2 ИЛ, 3 ИЛ) |
РМ |
ИВК |
от 10 до 80 т/ч |
±0,25 % |
2 |
от 10 до 80 т/ч |
±0,25 % | ||||
3 |
от 10 до 80 т/ч |
±0,251)%, ±0,202) %. |
1) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти с контрольно-резервным РМ, применяемым в качестве резервного;
2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти с контрольно-резервным РМ, применяемым в качестве контрольного.
Таблица 4 - Метрологические характеристики СИКН
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 10 до 160 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики СИКН
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных линий, шт. |
3 (2 рабочие, 1 контрольно-резервная) |
Режим работы СИКН |
постоянный |
Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц |
380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1 |
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Параметры измеряемой среды | |
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
Рабочий диапазон давления измеряемой среды, МПа |
от 1,5 до 4,0 |
Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +5 до +40 |
Диапазон плотности измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3 |
от 800,0 до 950,0 |
Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, сСт |
от 0,5 до 60 |
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
Содержание свободного газа |
не допускается |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность СИКН
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 235 на ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть- Самара», заводской № 01 |
- |
1 шт. |
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 235 на ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара». Методика поверки |
МП 1135-14-2020 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1135-14-2020 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 235 на ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара». Методика поверки», утвержденному ВНИИР - филиалом ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева» 14 августа 2020 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда (установка поверочная трубопоршневая) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;
- поточный преобразователь плотности, регистрационный № в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 15644-06.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика (метод) измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 235 на ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/79014-20).
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) 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»