Система измерений количества и показателей качества нефти № 802
| Номер в ГРСИ РФ: | 53353-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 53353-13 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 802 |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 422 п. 50 от 22.04.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 53353-13 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 89 |
| Найдено поверителей | 36 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 89 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 53353-13: Описание типа СИ | Скачать | 228.6 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 802 (далее - система), предназначена для измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ООО СП "Ваньеганнефть" и ОАО "ТНК-Нижневартовск".
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности жидкости, преобразователей температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, узла подключения передвижной поверочной установки, систем дренажа, промывки и обработки информации.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией.
Система состоит из четырех (трех рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов объема (объемного расхода) нефти, системы сбора и обработки информации, а также измерительных каналов плотности, температуры, избыточного давления, разности давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода в блоке измерений показателей качества нефти, в которые входят средства измерений, указанные в таблице 1.
Таблица 1
|
Наименование средства измерений |
Тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № |
|
Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N модели TZ100-300N (далее - ТПР) |
15427-01 |
|
Преобразователи измерительные 644 |
14683-00 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-99 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 |
15644-06 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-10 |
|
Счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 |
22214-01 |
|
Манометры для точных измерений типа МТИ, МПТИ |
1844-63 |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-03 (свидетельство ФГУП "ВНИИМ им. Д.И. Менделеева" о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) № ПО-2550-03-2011 от 14.01.2011) |
19240-11 |
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результаты измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с МИ 3002-2006 "ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок".
Программное обеспечение (ПО) системы (Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-03, АРМ оператора на базе программного комплекса "RATE APM оператора УУН", свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27 декабря 2011 г.) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую 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 системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 |
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03. «Нефть, нефтепродукты. Преобразователи объемного расхода». Алгоритмы вычислений. РХ 342.01.01.00 АВ |
342.01.01 |
1FEEA203 |
CRC 32 |
|
ПО "RATE АРМ оператора УУН" |
Программный комплекс "Rate АРМ оператора УУН". Алгоритмы вычислений. |
2.3.1.1 |
B6D270DB |
CRC 32 |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы 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. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты "C" по МИ 3286-2010 "Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа".
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 3.
Таблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" |
|
Диапазон измерений расхода, м3 /ч |
От 120 до 720 |
|
Количество измерительных линий, шт. |
4 (3 рабочих,1 контрольно-резервная) |
|
Диапазон плотности, кг/м3 |
От 810 до 870 |
|
Диапазон кинематической вязкости в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
От 3 до 15 |
|
Диапазон давления в системе, МПа |
От 0,3 до 4,0 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
От плюс 16 до плюс 40 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
1,0 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
900 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.) |
66,7 (500) |
|
Содержание свободного газа |
Не допускается |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто измеряемой среды, % |
± 0,25 |
|
Режим работы |
Непрерывный |
|
Срок службы, лет |
8 |
|
Параметры электропитания: | |
|
- напряжение переменного тока, В |
380 В, трехфазное, 50 Гц 280 В, однофазное, 50 Гц |
|
Температура окружающего воздуха, °С: | |
|
- на наружной площадке |
От минус 40 до плюс 50 |
|
- в помещениях, где установлено оборудование системы, не менее |
От плюс 5 до плюс 30 |
|
- в помещении операторной |
От плюс 15 до плюс 25 |
Окончание таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Относительная влажность окружающего воздуха, % |
От 30 до 80 |
|
Атмосферное давление, кПа |
От 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- система измерений количества и показателей качества нефти № 802, заводской № 802, 1 шт.;
- инструкция по эксплуатации системы, 1 экз.;
- документ «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 802», 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 53353-13 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 802», утвержденному ФГУП ВНИИР 18 декабря 2012 г.
Основные средства поверки:
- поверочная установка 2-го разряда с диапазоном расхода обеспечивающим поверку ТПР в их рабочем диапазоне измерений;
- установка пикнометрическая производства фирмы "Setaprove", абсолютная погрешность измерений плотности ± 0,10 кг/м 3 в диапазоне от 650 до 1100 кг/м3;
- калибратор температуры АТС-R модели АТС-156В, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный MC5-R-IS, диапазон измерений избыточного давления от 0 до 10 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ± (0,04 % от показания + 0,01% от верхнего предела диапазона);
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5/10-4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп в диапазоне от 20 до 5^108 имп.
Допускается использование других средств поверки с техническими характеристиками не хуже, указанных выше.
Сведения о методах измерений
Для измерений массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений, реализованный в инструкции "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 802 на Ваньеганском месторождении ООО СП "Ваньеганнефть" (свидетельство об аттестации № 01.00257-2008/372014-12 от 26 декабря 2012 г., код регистрации в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.13892).
Нормативные документы
1. ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости";
2. ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".
3. Техническая документация общества с ограниченной ответственностью "ИМС Индастриз".
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
