Система измерений количества и показателей качества нефти для ПСП на м. Каменный Новопортовского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 59669-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
| 59669-15: Описание типа СИ | Скачать | 87.6 КБ |
Система измерений количества и показателей качества нефти для ПСП на м. Каменный Новопортовского месторождения (далее - СИКН) предназначена для измерения массы брутто товарной нефти (далее - нефть), показателей качества нефти и определения массы нетто нефти при учетно-расчетных операциях.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 59669-15 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти для ПСП на м. Каменный Новопортовского месторождения |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 089/1 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Поверка
| 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 | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 59669-15: Описание типа СИ | Скачать | 87.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти для ПСП на м. Каменный Новопортовского месторождения (далее - СИКН) предназначена для измерения массы брутто товарной нефти (далее - нефть), показателей качества нефти и определения массы нетто нефти при учетно-расчетных операциях.
Описание
СИКН реализует косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти с помощью преобразователей объемного расхода (далее -ТПР), поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры, давления, влагосодержания и системы обработки информации.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.
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:
- входной коллектор (DN 700);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ) с тремя рабочими измерительными линиями (далее - ИЛ) (DN 250) и одной контрольно-резервной ИЛ (DN 250);
- выходной коллектор (DN 700) с пробозаборным устройством по ГОСТ 2517-2012;
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- блок трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ);
- коллектор выхода на ТПУ (DN 300);
- блок эталонной поверочной установки ТПУ (далее - БЭПУ ТПУ);
- система сбора и обработки информации (далее - СОИ).
СИКН размещена в блочно-модульных зданиях, которые оснащены вентиляцией, контролем температуры в помещении, системами отопления, внутреннего и наружного освещения, контроля и сигнализации о загазованности, пожарной и охранной сигнализации.
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение объема, температуры, давления, плотности, влагосодержания и вязкости нефти;
- вычисление массы брутто нефти;
- вычисление массы нетто нефти;
- измерение перепада давления на фильтрах;
- контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочих ТПР по контрольно - резервному ТПР;
- КМХ и поверка рабочих и контрольно - резервного ТПР по ТПУ;
- КМХ и поверка ТПУ по эталонной поверочной установке ТПУ;
- КМХ преобразователя плотности с применением эталонного плотномера или переносной пикнометрической установки;
- автоматический и ручной отбор проб;
- сбор продуктов дренажа из оборудования и трубопроводов;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и вычислений, формирование отчетов, протоколов, актов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа;
- передача данных на верхний уровень.
Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав СИКН, указаны в таблице 1.
Таблица 1
|
№ п/п |
Наименование СИ |
Г осреестр № |
|
Приборы контрольно-измерительные показывающие | ||
|
1. |
Манометр показывающий для точных измерений МПТИ |
26803-11 |
|
2. |
Манометр деформационный с трубчатой пружиной серии 2 |
15142-08 |
|
3. |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 |
303-91 |
|
Входной коллектор | ||
|
1. |
Преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051TG |
14061-10 |
|
БИЛ | ||
|
1. |
Преобразователь расхода жидкости турбинный геликоидный HTM10 |
38725-08 |
|
2. |
Преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051TG |
14061-10 |
|
3. |
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 |
22257-11 |
|
4. |
Датчик температуры 644 |
39539-08 |
|
5. |
Преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051CD |
14061-10 |
|
Выходной коллектор | ||
|
1. |
Преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051TG |
14061-10 |
|
2. |
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 |
22257-11 |
|
3. |
Датчик температуры 644 |
39539-08 |
|
БИК | ||
|
1. |
Преобразователь плотности жидкости измерительный 7835В |
52638-13 |
|
2. |
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм |
14557-10 |
|
3. |
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829 |
15642-06 |
|
4. |
Преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051CD |
14061-10 |
|
5. |
Преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051TG |
14061-10 |
|
6. |
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 |
22257-11 |
|
7. |
Датчик температуры 644 |
39539-08 |
|
8. |
Расходомер ультразвуковой UFM 3030K |
45410-10 |
|
Блок ТПУ | ||
|
1. |
Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB-2000 |
44252-10 |
|
2. |
Преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051TG |
14061-10 |
|
3. |
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 |
22257-11 |
|
4. |
Датчик температуры 644 |
39539-08 |
|
БЭПУ ТПУ | ||
|
1. |
Весы электронные К модификации KES1500 |
45158-10 |
|
2. |
Компаратор весовой ВК-20М |
27744-09 |
|
3. |
Г ири c номинальным значением массы 20 кг и класса точности М1 |
30728-05 |
|
4. |
Г иря массой 20 кг класса точности F 1 |
52768-13 |
|
5. |
Мерник образцовый Seraphin |
22514-02 |
|
6. |
Счетчик (преобразователь) жидкости лопастной Dy 3” модели ST-75-SS |
12749-05 |
|
7. |
Преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051TG |
14061-10 |
|
8. |
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 |
22257-11 |
|
9. |
Датчик температуры 644 |
39539-08 |
|
№ п/п |
Наименование СИ |
Г осреестр № |
|
СОИ | ||
|
1. |
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (далее - ИВК) |
19240-11 |
|
2. |
Контроллер программируемый SIMATIC S7-400H |
15773-11 |
|
3. |
АРМ оператора СИКН с ПО «АРМ оператора «ФОРВАРД» |
_ |
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН.
Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 2.
Таблица 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Другие идентификационные данные |
|
Значение |
ArmA.dll |
4.0.0.1 |
8B71AF71 |
CRC32 |
ПО «АРМ оператора «ФОРВАРД» |
|
ArmMX.dll |
4.0.0.1 |
30747EBD |
CRC32 | ||
|
ArmF.dll |
4.0.0.1 |
F8F39210 |
CRC32 | ||
|
oil_tm.exe |
342.01.02 |
6297F2E8 |
CRC32 |
ПО ИВК |
Идентификация ПО СИКН осуществляется путем отображения на дисплее структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СИКН, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) исполняемой программы.
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) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений -высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКН представлены в таблице 3.
Таблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Рабочая среда |
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
|
Диапазон объемного расхода, м3/ч |
от 200 до 5400 |
|
Диапазон массового расхода, т/ч |
от 164,82 до 4673,7 |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Диапазон избыточного давления нефти, МПа |
от 0,2 до 5 |
|
Диапазон температуры нефти, °С |
от 30 до 60 |
|
Физико-химические свойства нефти: - плотность нефти при рабочих условиях, кг/м3 - вязкость кинематическая при 20 °С, мм/с2 - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля серы, %, не более - массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более - массовая доля этил- и метилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более - массовая доля парафина, %, не более - давление насыщенных паров, кПа, не более - объемная доля свободного газа, % |
от 824,1 до 865,5 10 0,5 0,05 100 0,6 20 40 8,0 66,7 отсутствует |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
|
Условия эксплуатации средств измерений СИКН: - температура окружающей среды, °C - в блочно-модульном здании БИЛ и БИК - в блочно-модульном здании ТПУ - в блок-боксе БЭПУ ТПУ - в месте установки СОИ - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от 16 до 30 от 16 до 30 от 16 до 30 от 16 до 30 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
|
Параметры электропитания: - напряжение, В: - силовое оборудование - технические средства - частота, Гц |
380(+10 %, -15 %) 220(+10 %, -15 %) 50+1 |
|
Потребляемая мощность, кВ •А, не более |
83,5 |
|
Габаритные размеры, длинахширинахвысота, мм - блочно-модульное здание БИЛ и БИК - блочно-модульное здание ТПУ - блок-бокс БЭПУ ТПУ |
12000х11960x6800 18000х6200х4500 12000x3200x3200 |
|
Масса, кг, не более - блочно-модульное здание БИЛ и БИК - блочно-модульное здание ТПУ - блок-бокс БЭПУ ТПУ |
115000 71000 14000 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку СИКН методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4
|
Наименование |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти для ПСП на м. Каменный Новопортовского месторождения, заводской номер 089/1 |
1 экз. |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти для ПСП на м. Каменный Новопортовского месторождения. Паспорт |
1 экз. |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти для ПСП на м. Каменный Новопортовского месторождения Руководство по эксплуатации |
1 экз. |
|
МП 124-30151-2014. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества нефти для ПСП на м. Каменный Новопортовского месторождения. Методика поверки |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 124-30151-2014 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества нефти для ПСП на м. Каменный Новопортовского месторождения. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 14 ноября 2014 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;
- калибратор многофункциональный MC5-R;
- диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения +(0,02 % показания + 1 мкА);
- диапазон воспроизведения импульсных сигналов от 0 до 9999999;
- диапазон воспроизведения сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения +0,01 % показания.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти для ПСП на м. Каменный Новопортовского месторождения», свидетельство об аттестации методики измерений №174-587-01.00328-2014, утвержденная ООО «Метрологический центр СТП» 10.11.2014.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.595 - 2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
2. ГОСТ Р 8.596 - 2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли;
- при выполнении государственных учетных операций и учете количества энергетических ресурсов.
Смотрите также
