Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП "Марковское" ООО "Иркутская нефтяная компания"
Номер в ГРСИ РФ: | 46593-11 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань |
Для автоматизированного определения количества нефти и показателей качества при ведении учетно-расчетных операций между предприятием-поставщиком ООО "Иркутская нефтяная компания" и предприятием-получателем ООО "Востокнефтепровод" ОАО "АК "Транснефть".
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 46593-11 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП "Марковское" ООО "Иркутская нефтяная компания" |
Технические условия на выпуск | ГОСТ Р 51858-2002 |
Класс СИ | 29.01.04 |
Год регистрации | 2011 |
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 | 42377 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | Приказ 1548 от 01.04.11 п.16 |
Производитель / Заявитель
ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань
Россия
420087, ул.Р.Зорге, 3, тел. (8432) 98-48-31, 98-48-41, факс 98-48-40 Юр. адрес: 420029, ул.Пионерская, д.17 Тел. (843) 273-97-07. Факс 273-97-17
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 46593-11 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 5 |
Найдено поверителей | 3 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
46593-11: Описание типа СИ | Скачать | 546 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного определения количества нефти и показателей качества при ведении учетно-расчетных операций между предприятием-поставщиком ООО «Иркутская нефтяная компания» и предприятием-получателем ООО «Востокнефтепровод» ОАО «АК «Транснефть».
Описание
СИКН реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). Принцип действия СИКН заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры, плотности, влагосодержания.
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 СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКН входят:
- входной и выходной коллекторы (Ду 250 мм);
- блок фильтров (БФ);
- блок измерительных линий (БИЛ): рабочая I-ой очереди, рабочая II-ой очереди, контрольно-резервная измерительные линии (Ду 150 мм);
- блок измерений показателей качества (БИК);
- стационарная трубопоршневая поверочная установка (ТПУ);
- система обработки информации (СОИ).
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы и массового расхода нефти, проходящей через БИЛ, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- автоматический контроль метрологических характеристик рабочих СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- автоматический контроль метрологических характеристик рабочих СРМ и контрольно-резервного СРМ по ТПУ;
- защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;
- отбор пробы в БИК;
- измерение плотности и влагосодержания нефти;
- определение наличия свободного газа в нефти;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение (ПО) СИКН (Контроллер измерительный FloBoss S600 и операторские станции на базе компьютера со SCADA-системой фирмы Siemens) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО СИКН. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса).
Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и
обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
ПО СИКН Floboss (SN:18359569) |
vxworks 5.42 |
5.42 |
85f3-00000 |
CRC 32 |
ПО СИКН Floboss (SN:18359570) |
vxworks 5.42 |
5.42 |
44dc-00000 |
CRC 32 |
Идентификация ПО СИКН осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СИКН, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКН для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКН обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО СИКН имеет уровень защиты C.
Средства измерений, а так же другие технические средства в составе СИКН:
Таблица 1
№ п/п |
Наименование СИ |
Кол-во, шт. |
Номер в реестре |
Приборы контрольно-измерительные показывающие | |||
1 |
Манометр показывающий для точных измерений МПТИ |
21 |
26803-06 |
2 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 |
7 |
303-91 |
Входной коллектор (Ду 250) | |||
1 |
Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG |
1 |
14061-10 |
Выходной коллектор (Ду 250) | |||
1 |
Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG |
1 |
14061-10 |
2 |
Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (Pt100 |
1 |
14683-09, 22257-05 |
№ п/п |
Наименование СИ |
Кол-во, шт. |
Номер в реестре |
по ГОСТ Р 8.625) | |||
БФ | |||
1 |
Преобразователь перепада давления измерительный 3051 CD |
3 |
15201-07 |
БИЛ | |||
1 |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 400М |
3 |
13425-06 |
2 |
Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (Pt100 по ГОСТ Р 8.625) |
3 |
14683-09, 22257-05 |
3 |
Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG |
3 |
14061-10 |
БИК | |||
1 |
Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (Pt100 по ГОСТ Р 8.625) |
1 |
14683-09, 22257-05 |
2 |
Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG |
1 |
14061-10 |
3 |
Преобразователь перепада давления измерительный 3051 CD |
1 |
14061-10 |
4 |
Преобразователь плотности жидкости мод.7835 |
2 |
15644-06 |
5 |
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм |
2 |
14557-05 |
6 |
Прибор УОСГ-100СКП |
1 |
16776-06 |
7 |
Расходомер UFM 3030 |
1 |
13897-03 |
8 |
Автоматический пробоотборник КТС «Стандарт-А» |
2 | |
9 |
Пробоотборник для ручного отбора КТС «Стандарт-Р» |
1 |
№ п/п |
Наименование СИ |
Кол-во, шт. |
Номер в реестре |
ТПУ | |||
1 |
Установка поверочная трубопоршневая стационарная «ОЗНА-Прувер С 280-0,05» |
1 |
31455-06 |
2 |
Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (Pt100 по ГОСТ Р 8.625) |
2 |
14683-09, 22257-05 |
3 |
Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG |
2 |
14061-10 |
СОИ | |||
1 |
Контроллер измерительный FloBoss S600 |
2 |
38623-08 |
2 |
Барьеры искробезопасности БИА-101 |
12 |
32483-09 |
3 |
Контроллер программируемый SIMATIC S7-400 |
1 |
15773-06 |
4 |
Операторские станции на базе компьютера со SCADA-системой фирмы Siemens |
2 |
Технические характеристики
Наименование |
СИКН |
Рабочая среда |
нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002 |
Диапазон измерения массового расхода нефти через БИЛ, т/ч |
от 28 до 200 |
Диапазон измерения объемного расхода нефти через БИК, м3/ч |
от 2,1 до 4,5 |
Диапазон измерения избыточного давления нефти, МПа |
от 1,5 до 4,33 |
Диапазон измерения температуры нефти, °С |
от 1 до 30 |
Наименование |
СИКН |
Физико-химические свойства нефти: - плотность при температуре 20 °С, кг/м3 - вязкость кинематическая при температуре 20 °С, сСт - массовая доля воды, % - массовая доля механических примесей, %, не более - концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - объемная доля свободного газа - давление насыщенных паров, мм рт. ст. |
от 760 до 860 от 3 до 25 от 0,03 до 0,5 0,05 100 отсутствует от 200 до 500 |
Пределы относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) брутто нефти, % |
± 0,25 |
Пределы относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) нетто нефти, % |
± 0,35 |
Условия эксплуатации СИ СИКН: -температура окружающей среды, °С в месте установки СИ БФ, БИК, БИЛ и ТПУ в месте установки СОИ -относительная влажность, % -атмосферное давление, кПа |
от 10 до 35 от 15 до 25 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
Параметры электропитания: - напряжение, В: силовое оборудование технические средства СОИ - частота, Г ц |
380(+10%, -15%) 220(+10%, -15%) 50 |
Потребляемая мощность, Вт, не более |
40698 |
Габаритные размеры блок-боксов СИКН, мм, длинахширинахвысота - блок-бокс БФ, БИЛ и БИК - блок-бокс ТПУ |
12000х5600х3700 10000x3200x3000 |
Масса, кг, не более: - блок-бокс БФ, БИЛ и БИК - блок-бокс ТПУ |
30000 10000 |
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Средства измерения входящие в состав СИКН обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10 «искробезопасная электрическая цепь» уровня «ib».
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку указать где она крепится методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Наименование |
Количество |
Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания», зав.№878-10 В комплект поставки входят: Контроллер измерительный FloBoss S600, операторские станции на базе компьютера со SCADA-системой фирмы Siemens, первичные и промежуточные измерительные преобразователи, кабельные линии связи, сетевое оборудование. |
1 экз. |
Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания». Паспорт |
1 экз. |
Инструкция. ГСОЕИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания». Методика поверки |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу «Инструкция. ГСОЕИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР в 18 октября 2010 г.
Основные средства поверки:
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;
- калибратор многофункциональный модели MCX-R, диапазон воспроизведения токовых сигналов от 0 до 25 мА, точность ± (0,02% показаний + 1,5 мкА), диапазон воспроизведения сигналов напряжения ±12 В, точность ± (0,02% показаний + 0,1 мВ), диапазон воспроизведения сопротивления от 1 до 4000 Ом, точность ± 0,04% показаний, но не менее ±30 мОм;
- термометр ртутный стеклянный ТЛ-4 (№2) по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от 0 до 50 °С, цена деления 0,1 °С.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания.
Нормативные документы
ГОСТ Р 51330.10 - 99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»
ГОСТ Р 51858 - 2002 ГСОЕИ. Нефть. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.595 - 2004 ГСОЕИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ Р 8.596 - 2002 ГСОЕИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 8.625 - 2006 ГСОЕИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний.
ГОСТ 2517 - 85 ГСОЕИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 28498 - 90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие требования. Методы испытаний.
ПР 50.2.006 - 94 ГСОЕИ. Порядок проведения поверки средств измерений
Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденные приказом Минпромэнерго от 31.03.05. № 69
Рекомендации к применению
Осуществление государственных учетных операций.