Система измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП "Талаканское" ОАО "Верхнечонскнефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 47979-11 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
Для автоматизированного определения количества нефти и показателей качества при ведении коммерческого учета товарной нефти, поступающей от ПСП "Талаканское" ОАО "Верхнечонскнефтегаз" и подлежащей сдаче в магистральный трубопровод "ВСТО" ООО "Востокнефтепровод" ОАО АК "Транснефть".
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 47979-11 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП "Талаканское" ОАО "Верхнечонскнефтегаз" |
| Технические условия на выпуск | тех.документация ОАО |
| 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 | 44123 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | Приказ 5328 от 11.10.11 п.07 |
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 47979-11 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 8 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 47979-11: Описание типа СИ | Скачать | 457.9 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз», зав. №1 (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного определения количества нефти и показателей качества при ведении коммерческого учета товарной нефти, поступающей от ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз» и подлежащей сдаче в магистральный трубопровод «ВСТО» 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:
- блок фильтров (далее - БФ);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ, состоящий из двух блоков БИЛ1 и БИЛ2;
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- устройство пробозаборное (далее - УП);
- блока поверочной установки (далее - ПУ)
- система обработки информации (далее - 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 компакт-пруверу;
- 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 (далее - ПО)
ПО СИКН (Контроллер измерительный FloBoss S600 и программируемый логический контроллер Allen Bredley SLC-500) 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.
Таблица 1
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
ПО СИКН Floboss (SN:17417579) |
88Е99652,67А5-А1ЕА-Е |
5.42 |
d841-00000 |
CRC 32 |
|
ПО СИКН Floboss (SN: 17417443) |
88Е99652,67А5-А1ЕА-Е |
5.42 |
d841-00000 |
CRC 32 |
Идентификация ПО СИКН осуществляется путем отображения на мониторе опера-
торской 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 по МИ 3286-2010
Средства измерений и их основные технические характеристики, а так же другие технические средства в составе СИКН соответствуют Таблице 2
Таблица 2
|
№п/п |
Наименование СИ и технических средств |
Кол-во, шт. |
Номер в реестре |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Приборы контрольно-измерительные показывающие | |||
|
1 |
Манометр показывающий для точных измерений МПТИ |
12 |
26803-06 |
|
2 |
Манометры технические МП-3-Уф, ТМ5, МП3-УУ2, МП4-УУ2, МП4-Уф |
18 |
25913-08 27227-05 10135-05 |
|
3 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, |
11 |
303-91 |
|
БФ | |||
|
1 |
Преобразователь перепада давления измерительный 3051 CD |
3 |
14061-04 |
|
БИЛ | |||
|
1 |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели DS600, |
3 |
13425-06 |
|
2 |
Преобразователь измерительный 644(Pt100 по ГОСТ Р 8.625) |
3 |
14683-04 |
|
3 |
Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG, |
4 |
14061-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
БИК | |||
|
1 |
Преобразователь измерительный 644, (Pt100 по ГОСТ Р 8.625) |
2 |
14683-04 |
|
2 |
Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG, |
2 |
14061-04 |
|
3 |
Преобразователь плотности жидкости мод.7835 |
1 |
15644-06 |
|
4 |
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм, |
2 |
14557-05 |
|
5 |
Прибор УОСГ-100СКП, |
1 |
16776-06 |
|
6 |
Расходомер UFM 3030, |
2 |
13897-03 |
|
7 |
Термостатируемый цилиндр для измерения нефти ареометром |
1 | |
|
8 |
Автоматический пробоотборник КТС «Стандарт-А» |
2 | |
|
9 |
Пробоотборник для ручного отбора с диспергатором «Стан-дарт-Р» |
1 | |
|
ПУ | |||
|
1 |
Компакт-прувер 18'' фирмы «Daniel» в комплекте с компаратором |
1 |
27778-04 |
|
Блок поверочной установки | |||
|
Турбинный расходомер МИГ-32Ш-16 |
1 |
26776-04 | |
|
Мерник эталонный М1Р-120 I разряда |
1 |
23700-02 | |
|
Ёмкость-хранилище для воды, объёмом 1,2м3 |
1 | ||
|
СОИ | |||
|
1 |
Контроллер измерительный FloBoss S600 |
2 |
38623-08 |
|
2 |
Программируемый логический контроллер Allen Bredley SLC-500 |
1 |
15652-04 |
|
3 |
Барьеры искробезопасности серии Z фирмы Pepperl+Fuchs GmbH, Германия, мод ^Z680+ |
27 |
22152-07 |
|
4 |
Операторские станции на базе компьютера Pentium IV |
2 | |
Технические характеристики
Метрологические (в том числе показатели точности) и технические характеристики СИКН приведены в таблице 3.
Таблица 3
|
Наименование |
СИКН |
|
Рабочая среда |
нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002 |
|
Диапазон массового расхода нефти через БИЛ, т/ч |
от 100,00 до 1244,00 |
|
Диапазон объемного расхода нефти через БИК, м3/ч |
от 0,9 до 10,0 |
|
Диапазон избыточного давления нефти, МПа |
от 0,2 до 1,13 |
|
Диапазон температуры нефти, °С |
от 5 до 30 |
|
Физико-химические свойства нефти: - плотность нефти в рабочем диапазоне температур, кг/м3 - вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры, сСт - массовая доля воды, % - массовая доля механических примесей, %, не более - концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - объемная доля свободного газа - давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.) |
от 830 до 870 от 10 до 40 до 0,5 0,05 100 отсутствует от 32 (265) до 66,7 (500) |
|
Пределы относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) брутто нефти, % |
± 0,25 |
|
Наименование |
СИКН |
|
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, БИЛ и ПУ в месте установки СОИ, БИК - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от 5 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, Гц |
380(+10%, -15%) 220(+10%, -15%) 50 |
|
Потребляемая мощность, Вт, не более |
110 940 |
|
Габаритные размеры блок-боксов СИКН, мм, дли-нахширинахвысота - блок-бокс БФ - блок-бокс БИЛ - блок-бокс БИК - блок-бокс ПУ |
6800х4960х3500 12000x6000x3500 12000x2800x3500 12000x3000x3100 |
|
Масса, кг, не более: - блок-бокс БФ - блок-бокс БИЛ - блок-бокс БИК - блок-бокс ПУ |
23500 39900 17600 22000 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на маркировочную табличку «Система измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз», методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом в левом верхнем углу.
Комплектность
Комплектность СИКН соответствует таблице 4.
Таблица 4
|
№ n/n |
Наименование |
Кол-во |
|
1 |
Система измерений количества и показателей качества нефти №566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз», зав.№1 В комплект поставки входят: Контроллер измерительный FloBoss S600 и программируемый логический контроллер Allen Bredley SLC-500, операторские станции на базе компьютера Pentium IV, первичные и промежуточные измерительные преобразователи, кабельные линии связи, сетевое оборудование. |
1 экз. |
|
2 |
Система измерений количества и показателей качества нефти №566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз». Паспорт |
1 экз. |
|
3 |
Инструкция. ГСОЕИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз». Методика поверки |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 47979-11 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 29.04.2011 г.
Основные средства поверки:
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;
- установка поверочная СР фирмы «Emerson Process Management/Daniel Measurement and Control Inc.» с диапазоном измерений: 79,4 до 794 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности:
- при поверке объемных расходомеров счетчиков и ТПУ 2-го разряда ± 0,05%;
- при поверке массомеров ± 0,09%;
- преобразователь плотности жидкости модели 7835В с диапазоном измерений: 7001100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,30 кг/м3;
Допускается применять аналогичные по назначению средства поверки, если их метрологические характеристики не уступают вышеуказанным средствам поверки.
Сведения о методах измерений
« Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз», регистрационный номер ФР1.29.2008.04731 в Федеральном реестре методик измерений.
Нормативные документы
1. «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества неф
ти №566 ПСП «Талаканское» ОАО «Верхнечонскнефтегаз» Методика поверки»;
2. Техническая документация фирмы ОАО «Нефтеавтоматика».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
