Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН 512 на Ватинском ЦТП ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз",
| Номер в ГРСИ РФ: | 55316-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз", г.Мегион, Ханты-Мансийский автономный округ-Югра |
| 55316-13: Описание типа СИ | Скачать | 144.5 КБ |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 55316-13 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН 512 на Ватинском ЦТП ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз", |
| 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 1223 п. 20 от 28.10.2013 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз", г.Мегион
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 55316-13 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 13 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 13 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 55316-13: Описание типа СИ | Скачать | 144.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 512 на Ватинском ЦТП ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы нефти.
Описание
Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 512 на Ватинском ЦТП ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз», зав. №01, 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 и эксплуатационными документами ее компонентов.
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений.
Выходные сигналы с преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователей давления измерительных, преобразователей измерительных (датчиков) температуры, преобразователей плотности, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН состоит из функционально объединенных блоков:
1) Блок измерительных линий (БИЛ), который состоит из пяти измерительных линий (ИЛ): три рабочие и две резервные.
2) Блок измерений показателей качества нефти (БИК).
3) Система сбора, обработки информации и управления (СОИ).
Состав СИКН представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
|
Наименование и тип средства измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
1 |
2 |
|
Преобразователи расхода жидкости турбинный HELIFLU TZ-N* |
15427-01 |
|
Преобразователи расхода турбинные HTM* |
79393-20 |
|
Преобразователи измерительные 644 к датчикам температуры |
14683-00 |
|
Преобразователи измерительные 644 |
14683-04 14683-09 |
|
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 |
22257-01 22257-05 22257-11 |
|
Преобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 |
27129-04 |
|
Преобразователи измерительные Rosemount 644 |
56381-14 |
|
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 |
53211-13 |
|
Датчики температуры Rosemount 644 |
63889-16 |
|
Датчики температуры 644 |
39539-08 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-99 14061-04 14061-10 14061-15 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051S |
24116-02 24116-08 24116-13 |
|
Влагомеры нефти поточные модели LC |
16308-02 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-10 14557-15 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-2п |
77816-20 |
|
Денсиметры SARASOTA модификации FD960 |
19879-00 19879-06 |
|
Преобразователи плотности и расхода CDM 100 |
63515-16 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-03** |
19240-00 19240-05 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07** |
75139-19 |
|
* Далее по тексту - ТПР * * Далее по тексту - ИВК | |
В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.
СИКН обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- автоматизированные измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти;
- автоматические измерения плотности и объемной доли воды в нефти;
- автоматические измерения объема, давления и температуры нефти;
- измерения давления и температуры нефти с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- поверка и контроль метрологических характеристик ТПР с применением поверочной установки;
- автоматический и ручной отбор проб нефти в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль технологических параметров нефти в СИКН, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Конструкцией СИКН место нанесения заводского номера не предусмотрено. Идентификация СИКН возможна по заводскому номеру, указанному в эксплуатационной документации, обеспечивающей его сохранность в течение всего срока эксплуатации.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 2 (в зависимости от состава применяемой СОИ).
Уровень защиты ПО СИКН - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентиф икационные данные(признаки) |
Значение | |||||
|
АРМ оператора с комплексом ПО «ФОРВАРД PRO |
ПО ИВК «ИМЦ-07» | |||||
|
Идентиф икационное наименование ПО |
ArmA.dll |
ArmMX.dll |
ArmF.dll |
ArmTPU.d ll |
EMC07.M etrology.dll | |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
4.0.0.2 |
4.0.0.4 |
4.0.0.2 |
4.0.0.2 |
РХ.7000.0 1.08 | |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1D7C7BA0 |
E0881512 |
96ED4C9B |
55DCB371 |
6CFE8968 | |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 | |||||
|
Идентиф икационные данные (признаки) |
Значение | |||||
|
АРМ оператора |
ПО ИВК «ИМЦ-03» | |||||
|
Идентиф икационное наименование ПО |
calc.dll |
OIL_TM.EXE | ||||
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
342.04.01 | ||||
|
Цифровой идентификатор ПО |
B1BE0C27299764FBDB3DF226 000C93B7 |
0DE929A8 | ||||
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
CRC32 | ||||
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3- Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч |
от 202 до 1653 |
|
Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч |
от 250 до 1900 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 4-Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Рабочий диапазон давления нефти, МПа |
от 0,3 до 5,1 |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Диапазон температуры нефти, °С |
от плюс 5 до плюс 40 |
|
Плотность в диапазоне температур, кг/м3 |
от 810,0 до 870,0 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт), не более |
25 |
|
Содержание свободного газа, % |
не допускается |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц |
380±38, трехфазное 220±22,однофазное 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура воздуха для БИЛ, ИВК и АРМ оператора, °С; - температура воздуха для БИК, °С |
от плюс 5 до плюс 35 от плюс 5 до плюс 40 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 5.
Таблица 5- Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 512 на Ватинском ЦТП ОАО «Славнефть -Мегионнефтегаз», зав. №01 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
Приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 512 на Ватинском ЦТП ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз», регистрационный номер ФР.1.29.2022.43275.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
Смотрите также
