Система измерений количества и показателей качества нефти №249
| Номер в ГРСИ РФ: | 49032-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Оренбургнефть", г.Бузулук |
| 49032-12: Описание типа СИ | Скачать | 92.3 КБ |
Для автоматизированного определения количества и показателей качества нефти при ведении учетно-расчетных операций между ОАО "Оренбургнефть" и ОАО "Приволжские магистральные трубопроводы".
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 49032-12 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти №249 |
| Технические условия на выпуск | ГОСТ Р 51858-2002 |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| 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 | 45468 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | Приказ 97 от 20.02.12 п.18 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Оренбургнефть", г.Бузулук
Россия
461040, Оренбургская обл., ул.Магистральная, 2 Тел. (35342) 73226
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 49032-12 |
| 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
| 49032-12: Описание типа СИ | Скачать | 92.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №249, (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного определения количества и показателей качества нефти при ведении учетно-расчетных операций между ОАО «Оренбургнефть» и ОАО «Приволжские магистральные трубопроводы».
Описание
СИКН реализует косвенный метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных (далее - ТПР), преобразователей плотности, давления, температуры. Принцип действия СИКН заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей объемного расхода, давления, температуры, плотности при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) по аттестованному алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного производства отечественных и зарубежных производителей. 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 (Ду 300/150) и выходной (Ду 150/300) коллекторы;
- блок фильтров ( далее - БФ);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ), состоящий из четырех рабочих измерительных линий (Ду 150 мм);
- пробозаборное устройство;
- трубопоршневая поверочная установка (далее - ТПУ);
- блок измерения качества (далее - БИК);
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ);
- узел подключения рабочего и резервного плотномеров;
- узелы подключения пикнометрической устоновки;
- узел подключения основного и резервного влагомера;
- узел подключения устройства определения свободного газа;
- дренажные емкости учтенной и неучтенной нефти;
- система обработки информации (далее - СОИ).
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне;
- автоматическое вычисление массы нефти, проходящей через БИЛ;
- автоматическое измерение плотности, влагосодержания, вязкости, давления и температуры нефти;
- автоматическое регулирование расхода в ИЛ;
- автоматическое регулирование расхода в БИК для обеспечения условия изокинетич-ности пробоотбора;
- контроль метрологических характеристик и поверка ТПР по ТПУ или ППУ;
- поверка ТПУ по ППУ;
- защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;
- ручной и автоматический отбор объединенной пробы;
- определение наличия свободного газа в нефти;
- сбор продуктов утечек и дренажа оборудования и трубопроводов в раздельные дренажные емкости учтенной нефти;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение (ПО) СИКН (комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03) 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: разграничением прав пользователей, 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 |
oil_tm.exe |
342.01.01 |
1FEEA203 |
CRC32 |
Цифровые идентификаторы ПО СИКН приведены в свидетельстве о метрологической аттестации программного обеспечения (программы)..
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и ус-
тановленных параметров, путем разграничения прав доступа (четырёх уровневая система доступа и система паролей). 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) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО СИКН имеет уровень защиты C, в соответствии с МИ 3286-2010.
Средства измерений, а также вспомогательные технические средства в составе СИКН указаны в таблице 2:
Таблица 2
|
№ п/п |
Наименование СИ |
Количество |
Госреестр № |
|
Приборы контрольно-измерительные показывающие | |||
|
1 |
Манометр показывающий для точных измерений МПТИ |
9 |
26803-11 |
|
2 |
Манометры показывающие МТК |
14 |
39155-08 |
|
2 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 |
7 |
0303-91 |
|
Блок фильтров | |||
|
1 |
Датчики давления Метран-100-ДД |
4 |
22235-08 |
|
Входной коллектор | |||
|
1 |
Преобразователь давления измерительный 3051 TG |
1 |
14061-10 |
|
Блок измерительных линий | |||
|
Измерительная линия №1 | |||
|
1 |
Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM |
1 |
16128-10 |
|
2 |
Преобразователь давления измерительный 3051 TG |
1 |
14061-10 |
|
3 |
Преобразователь измерительный 248 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 |
1 |
28034-05 22257-11 |
|
4 |
Линия струевыпрямительная «FMC Technologies Smith Meter Inc» |
1 |
- |
|
№ п/п |
Наименование СИ |
Количество |
Госреестр № |
|
Измерительная линия №2 | |||
|
1 |
Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM |
1 |
16128-10 |
|
2 |
Преобразователь давления измерительный 3051 TG |
1 |
14061-10 |
|
3 |
Преобразователь измерительный 248 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 |
1 |
28034-05 22257-11 |
|
4 |
Линия струевыпрямительная «FMC Technologies Smith Meter Inc» |
1 |
- |
|
Измерительная линия №3 | |||
|
1 |
Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM |
1 |
16128-10 |
|
2 |
Преобразователь давления измерительный 3051 TG |
1 |
14061-10 |
|
3 |
Преобразователь измерительный 244ЕН в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 |
1 |
14684-06 22257-11 |
|
4 |
Линия струевыпрямительная «FMC Technologies Smith Meter Inc» |
1 |
- |
|
Измерительная линия №4 | |||
|
1 |
Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM |
1 |
16128-10 |
|
2 |
Преобразователь давления измерительный 3051 TG |
1 |
14061-10 |
|
3 |
Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 |
1 |
14683-09 22257-11 |
|
4 |
Линия струевыпрямительная «FMC Technologies Smith Meter Inc» |
1 |
- |
|
Выходной коллектор | |||
|
1 |
Преобразователь давления измерительный 3051 TG |
1 |
14061-10 |
|
2 |
Преобразователь измерительный 244ЕН в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 |
1 |
14684-06 22257-11 |
|
3 |
Индикатор фазового состояния ИФС-1В-700М |
2 |
- |
|
Блок измерения качества | |||
|
1 |
Влагомер поточный Phase Dynamics серии «LU» |
2 |
25603-03 |
|
2 |
Счетчик нефти турбинный МИГ-32 |
1 |
26776-08 |
|
3 |
Преобразователь давления измерительный 3051 TG |
1 |
14061-10 |
|
4 |
Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 |
1 |
14683-09 22257-11 |
|
5 |
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 |
2 |
15642-06 |
|
6 |
Преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 |
2 |
15644-06 |
|
7 |
Автоматический пробоотборник Clif Mock, модель С22 |
2 |
- |
|
8 |
Пробоотборник нефти ручной Стандарт-Р. |
1 |
- |
|
9 |
Термостатирующий цилиндр |
1 |
- |
|
10 |
Устройство для определения свободного газа УОСГ-100 |
1 |
16776-11 |
|
11 |
Циркуляционные насосы |
2 |
- |
|
Трубопоршневая поверочная установка | |||
|
1 |
Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB-650, рабочий эталон 2-го разряда |
1 |
44252-10 |
|
Вход ТПУ | |||
|
1 |
Преобразователь давления измерительный 3051 TG |
1 |
14061-10 |
|
2 |
Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 |
1 |
14683-09 22257-11 |
|
Выход ТПУ | |||
|
1 |
Преобразователь давления измерительный 3051 TG |
1 |
14061-10 |
|
№ п/п |
Наименование СИ |
Количество |
Госреестр № |
|
2 |
Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 |
1 |
14683-09 22257-11 |
|
СОИ | |||
|
1 |
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 |
1 |
19240-11 |
|
2 |
Контроллер логический программируемый Allen-Bradley SLC500 |
1 |
15652-09 |
|
3 |
АРМ оператора на базе ПО «RATE» |
1 |
- |
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 измерения объемного расхода нефти через БИЛ, м3/ч |
от 300 до 1600 |
|
Диапазон измерения объемного расхода нефти через БИК, м3/ч |
от 3,66 до 27 |
|
Диапазон измерения избыточного давления нефти, МПа |
от 0,1 до 6 |
|
Диапазон измерения перепада давления, МПа |
1,6 |
|
Диапазон измерения температуры нефти, °С |
от 0 до 50 |
|
Режим работы СИКН |
Непрерывный |
|
Физико-химические свойства нефти: - плотность, кг/м3 при минимальной температуре при максимальной в температуре - вязкость кинематическая, сСт максимальная минимальная - массовая доля воды, % не более - массовая доля серы, %, не более - массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая доля парафина, %, не более - концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - объемная доля свободного газа - массовая доля этил- и метилмеркаптанов, млн-1 (ppm), не более - давление насыщенных паров, кПа., не более |
860 820 10,338 4,835 0,5 2,3 100 0,05 5,9 100 Не допускается 13,3 66,7 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) брутто нефти, % |
± 0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН массы (массового расхода) нетто нефти сырой |
± 0,35 |
|
Условия эксплуатации СИКН: -температура окружающей среды, °С в месте установки СИ БИК в месте установки СОИ в месте установки СИ БФ и БИЛ -относительная влажность, % -атмосферное давление, кПа |
от 10 до 35 от 20 до 25 от минус 40 до 34 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
|
Параметры электропитания: - напряжение, В: силовое оборудование |
380(+10%, -15%) |
|
Наименование |
СИКН |
|
технические средства СОИ |
220(+10%, -15%) |
|
- частота, Гц |
50 |
|
Потребляемая мощность, Вт, не более |
18000 |
|
Габаритные размеры, мм, не более: - блок измерительных линий |
7600x4000x3200 |
|
- блок-бокс блока измерения качества |
9000x3000x3000 |
|
- трубопоршневая установка |
8000x2800x2800 |
|
- блок фильтров |
5050x7300x3000 |
|
Масса, кг, не более: - блок измерительных линий |
17300 |
|
- блок-бокс блока измерения качества |
13200 |
|
- трубопоршневая установка |
14000 |
|
- блок фильтров |
8200 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку «Система измерений количества и показателей качества нефти №249», которая крепится на блок-бокс БИК, методом шелкографии и на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН соответствует таблице 4.
Таблица 4
|
Наименование |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти №249, зав.№01. В комплект поставки входят: Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-03, первичные и промежуточные измерительные преобразователи, кабельные линии связи, сетевое оборудование. |
1 шт. |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти №249. Паспорт |
1 экз. |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти №249. Инструкция по эксплуатации. |
1 экз. |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти №249. Методика поверки |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 49032-12 «Инструкция. ГСОЕИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №249. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 15.07.2011г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- калибратор многофункциональный MC5-R-IS, диапазон воспроизведения сигналов напряжения постоянного тока от минус 2,5 В до 10 В, предел допускаемой основной погрешности ±(0,02% показаний + 0,1 мВ); диапазон воспроизведения сигналов силы постоянного тока от 0 до 25 мА, предел основной допускаемой погрешности ±(0,02% показаний + 0,1 мВ); предел измерения количества импульсов 9999999.
Сведения о методах измерений
Инструкция «ГСИ. Расход и масса нефти. Методика измерений массы нефти системой измерений количества и показателей качества нефти №249 ОАО «Оренбургнефть», регистрационный номер ФР.1.29.2011.10595 в Федеральном реестре методик измерений.
Нормативные документы
ГОСТ Р 51330.10 - 99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»».
ГОСТ Р 51858 - 2002 «ГСИ. Нефть. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.595 - 2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
ГОСТ Р 8.596 - 2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 6651 - 2009 «ГСИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний».
ГОСТ 2517 - 85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».
ГОСТ 28498 - 90 «Термометры жидкостные стеклянные. Общие требования. Методы испытаний».
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.
Смотрите также
