Система измерений количества и параметров нефти сырой Черноозерского месторождения НГДУ "Нурлатнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 47037-11 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань |
Для измерений в автоматизированном режиме массы (массового расхода) и показателей качества высоковязкой сырой нефти при учетно-расчетных операциях.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 47037-11 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой Черноозерского месторождения НГДУ "Нурлатнефть" |
| Технические условия на выпуск | ГОСТ Р 8.625-2006 |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2011 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ ООО "СТП" |
| Адрес центра | 420029, г.Казань, ул.Сибирский тракт, 34, корп.013, офис 306 |
| Руководитель центра | Яценко Игорь Александрович |
| Телефон | () 214-20-98, 214-03-76 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 42940 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | Приказ 2871 от 16.06.11 п.12 |
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 47037-11 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 47037-11: Описание типа СИ | Скачать | 516.1 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой Черноозерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы (массового расхода) и показателей качества высоковязкой сырой нефти (далее - нефть) при учетно-расчетных операциях.
Описание
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефти по ГОСТ Р 8.615 в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке посредством системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры, вла-госодержания.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКНС входят:
- входной и выходной коллекторы (диаметр условного прохода (далее - Ду) 150);
- блок фильтров (далее - БФ);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ): одна рабочая и одна контрольнорезервная измерительные линии (Ду 80);
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ);
- блок-бокс СИКНС с системами жизнеобеспечения, пожарной сигнализации, сигнализации загазованности и системой охранной сигнализации;
- СОИ.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих функций:
- измерение в автоматическом режиме массового расхода нефти прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- измерение в автоматическом режиме влагосодержания нефти, перепада давления на фильтрах в БФ;
- возможность поверки рабочего и резервно-контрольного СРМ при помощи ПУ;
- выполнение контроля метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- автоматический и ручной отбор проб;
- регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС (контроллера измерительного OMNI 6000 и операторской станция на базе компьютера «Hewlett-Packard» с пакетом программного обеспечения InTouch Plus) обеспечивает реализацию функций СИКНС. ПО СИКНС разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений массы (массового расхода) и показателей качества нефти, а также защиту и идентификацию ПО СИКНС. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями массы (массового расхода) и показателей качества нефти).
Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Таблица 1
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
ПО СИКНС |
24.75.01 |
24.75.01 |
0942 |
CRC 16 |
Идентификация ПО СИКНС осуществляется путем отображения на дисплее операторской станции управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СИКНС, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем аутентификации (введения логина и пароля), ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКНС для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКНС обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализуемых 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 СИКНС имеет уровень защиты С.
Состав СИКНС указан в таблице 2:
Таблица 2
|
№ п/п |
Наименование СИ |
Кол-во шт. |
Г осреестр № |
|
Приборы контрольно-измерительные показывающие | |||
|
1 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный типа ТЛ4. |
2 |
303-91 |
|
2 |
Манометр показывающий МП160НЧ. |
6 |
28544-10 |
|
3 |
Манометр показывающий МП63Н. |
14 |
28544-10 |
|
4 |
Манометр показывающий МП100Н. |
10 |
28544-10 |
|
Входной коллектор | |||
|
1 |
Датчик избыточного давления Метран 150 TG. |
1 |
32854-09 |
|
Выходной коллектор | |||
|
1 |
Датчик избыточного давления Метран 150 TG. |
1 |
32854-09 |
|
2 |
Термопреобразователь сопротивления платиновый TR62. |
1 |
26239-06 |
|
3 |
Измерительный преобразователь iTEMP 180. |
1 |
39840-08 |
|
БФ | |||
|
1 |
Датчик разности давления Метран 150CD. |
1 |
32854-09 |
|
№ п/п |
Наименование СИ |
Кол-во шт. |
Г осреестр № |
|
БИЛ | |||
|
1 |
Датчик избыточного давления Метран 150 TG. |
2 |
32854-09 |
|
2 |
Расходомер массовый Promass 83F. |
2 |
15201-05 |
|
3 |
Влагомер сырой нефти ВСН-АТ. |
2 |
42678-09 |
|
4 |
Автоматический пробоотборник Jiskoot |
1 | |
|
5 |
Ручной пробоотборник Jiskoot |
1 | |
|
СОИ | |||
|
1 |
Контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000. |
1 |
15066-09 |
|
2 |
Контроллер ScadaPack 357. |
1 |
16856-08 |
|
2 |
Операторская станция на базе компьютера «Hewlett-Packard» с пакетом программного обеспечения Intouch Plus) |
1 | |
Средства измерения, входящие в состав СИКНС обеспечивают защиту по ГОСТ Р 51330.10 «искробезопасная электрическая цепь» уровня «ib».
Технические характеристики
Таблица 3
|
Наименование |
СИКНС |
|
Рабочая среда |
нефть сырая |
|
Диапазон измерения массового расход нефти через СИКНС, кг/ч |
от 2000 до 15000 |
|
Диапазон измерения избыточного давления нефти на входе СИКНС, МПа |
от 0,2 до 4,0 |
|
Диапазон измерения температуры нефти, °C |
от 5 до 80 |
|
Физико-химические свойства нефти: - вязкость кинематическая, сСт - плотность, кг/м3 - объемная доля воды, не более, % - концентрация хлористых солей, мг/дм3 (г/м3), не более - массовая доля механических примесей, % не более |
до 5000 от 880 до 970 85 40000 0,7 |
|
Пределы относительной погрешности СИКНС при измерении массы (массового расхода) нефти, % - в диапазоне массового расхода от 2000 до 6200 кг/ч - в диапазоне массового расхода от 6200 до 15000 кг/ч |
±0,55 ±0,25 |
|
Пределы относительной погрешности СИКНС при измерении массы (массового расхода) нетто нефти, % |
±15 |
|
Условия эксплуатации СИ СИКНС: - температура окружающей среды, °C ■ в месте установки СИ БФ, БИЛ ■ в месте установки СОИ - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от 10 до 30 от 15 до 25 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
|
Параметры электропитания: - напряжение, В: ■ щит питания (далее ЩП) ■ щит контроля и управления (далее ЩКУ) - частота, Гц |
380 (+10%, -15%) 220 (+10%, -15%) 50 |
|
Наименование |
СИКНС |
|
Потребляемая мощность, Вт, не более | |
|
- ЩП |
17213 |
|
- ЩКУ |
650 |
|
Габаритные размеры, мм, длина*ширинахвысота: | |
|
- блок-бокс БФ, БИЛ |
12000x5400x3700 |
|
- ЩКУ |
800x800x2100 |
|
- ЩП |
1000x300x1000 |
|
Масса, кг, не более: | |
|
- блок-бокс БФ, БИЛ |
35000 |
|
- ЩКУ |
400 |
|
- ЩП |
120 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, установленную на блок-боксе БФ, БИЛ и БИК, методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблице 4
|
Наименование |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой Черноозерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» зав. № 929-10. В комплект поставки входят: контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, операторская станция на базе компьютера «Hewlett-Packard» с пакетом программного обеспечения InTouch Plus, первичные и промежуточные измерительные преобразователи, кабельные линии связи, сетевое оборудование. |
1 экз. |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой Черноозерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» Паспорт. |
1 экз. |
|
Инструкция Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой Черноозерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки. |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой Черноозерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 29 декабря 2010 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;
- калибратор многофункциональный модели MC5-R, диапазон воспроизведения токовых сигналов от 0 до 25 мА, точность ± (0,02% показаний + 1,5 мкА).
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Расход и масса сырой нефти. Методика измерений СИКНС Черноозерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть», регистрационный номер ФР.1.29.2011.09483 в Федеральном реестре методик измерений.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 51330.10 - 99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i».
2. ГОСТ Р 8.596 - 2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ Р 8.615 «ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».
4. ГОСТ Р 8.625 - 2006 «ГСИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний».
5. ГОСТ 2517 - 85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».
Рекомендации к применению
Осуществление государственных учетных операций.
Смотрите также
