Система измерений количества и показателей качества нефти № 244 ОАО "Оренбургнефть" на ПСП "КРОТОВКА"
| Номер в ГРСИ РФ: | 59959-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Оренбургнефть", г.Бузулук |
| 59959-15: Описание типа СИ | Скачать | 82.5 КБ |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 244 ОАО «Оренбургнефть» на ПСП «КРОТОВКА» (далее - СИКН) предназначена для измерения массы брутто товарной нефти (далее - нефти), показателей качества нефти и определения массы нетто нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 59959-15 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 244 ОАО "Оренбургнефть" на ПСП "КРОТОВКА" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Оренбургнефть", г.Бузулук
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 26 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 26 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 59959-15: Описание типа СИ | Скачать | 82.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 244 ОАО «Оренбургнефть» на ПСП «КРОТОВКА» (далее - СИКН) предназначена для измерения массы брутто товарной нефти (далее - нефти), показателей качества нефти и определения массы нетто нефти.
Описание
СИКН реализует косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти с помощью преобразователей объемного расхода (далее - ПР), поточных преобразователя плотности, преобразователей температуры и давления и системы обработки информации (далее - СОИ).
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:
- блок фильтров (далее - БФ);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ): 2 рабочие и 1 резервная измерительные линии;
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- блок стационарной трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ);
- устройство для подключения пикнометрической установки и УОСГ;
- выходной коллектор;
- СОИ.
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема, температуры, давления, плотности, вязкости нефти и перепада давления на фильтрах;
- измерение влагосодержания в нефти;
- вычисление массы брутто нефти;
- вычисление массы нетто нефти;
- автоматический и ручной отбор проб;
- индикации наличия или отсутствия свободного газа в нефти;
- контроль метрологических характеристик (далее -КМХ) и поверка ПР по ТПУ;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и вычислений, формирование интервальных отчетов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- возможность подключения пикнометрического стенда или УОСГ;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав СИКН, указаны в таблице 1.
Таблица 1
|
№ п/п |
Наименование СИ |
Количе ство |
Г осреестр № |
|
Приборы контрольно-измерительные показывающие | |||
|
1 |
Манометры для точных измерений типа МТИ |
12 |
1844-63 |
|
2 |
Термометры ТЛ-4 |
8 |
303-91 |
|
БФ | |||
|
1 |
Преобразователь давления измерительный 3051TG |
2 |
14061-10 |
|
БИЛ | |||
|
1 |
Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM |
3 |
16128-10 |
|
2 |
Преобразователи измерительные 644 в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65 |
3 |
14683-09 22257-11 |
|
3 |
Преобразователи давления измерительные 3051TG |
3 |
14061-10 |
|
БИК | |||
|
1 |
Счетчик жидкости турбинный CRA/MRT97 |
1 |
22214-01 |
|
2 |
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 |
2 |
52638-13 |
|
3 |
Влагомер нефти поточный модели LC |
1 |
16308-02 |
|
4 |
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм |
1 |
14557-10 |
|
5 |
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829 |
1 |
15642-06 |
|
6 |
Преобразователи давления измерительные 3051TG |
2 |
14061-10 |
|
7 |
Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 |
1 |
14683-09 22257-11 |
|
Блок ТПУ | |||
|
1 |
Установка стационарная трубопоршневая поверочная «Прувер С-0,05» |
1 |
26293-04 |
|
2 |
Преобразователи давления измерительные 3051TG |
2 |
14061-10 |
|
3 |
Преобразователи измерительный 644 в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65 |
2 |
14683-09 22257-11 |
|
Выходной коллектор | |||
|
1 |
Преобразователь измерительный 644 в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 |
1 |
14683-09 22257-11 |
|
2 |
Преобразователь давления измерительный 3051TG |
1 |
14061-10 |
|
СОИ | |||
|
1 |
Комплекс измерительно-вычислительный сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС») (далее - ИВК) |
1 |
22753-02 |
|
2 |
Rate АРМ оператора СИКН |
1 |
- |
|
3 |
Преобразователи измерительные (барьеры искрозащиты) серии ^Z600 |
23 |
28979-05 |
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 аутентификации (введением пароля администратора) и идентификации (отображением на информационном дисплее СИКН структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии и цифровой идентификатор (контрольную сумму) ПО), а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием ИВК. Уровень защиты ПО и измерительной информации - высокий по Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 2.
Таблица 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Formula.lib» |
RateCalc.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.01 |
2.3.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7DB6BFFF |
B6D270DB |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC-32 |
CRC-32 |
|
Другие идентификационные данные |
ПО ИВК |
ПО «Rate АРМ оператора ОУУН» |
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКН представлены в таблице 3.
Таблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Рабочая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
|
Рабочий диапазон расхода нефти по одной (двум) ИЛ, м3/ч |
от 200 (400) до 500 (1000) |
|
Рабочий диапазон температуры нефти, °С |
от 5 до 28 |
|
Рабочий диапазон избыточного давления нефти, МПа |
от 0,25 до 0,8 |
|
Физико-химические свойства нефти: - плотность при 20°С, кг/м3 - кинематическая вязкость при 20°С, мм2/с (сСт) - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более - объемная доля свободного газа |
от 770 до 810 от 2 до 6 1 0,05 900 66,7 (500) отсутствует |
|
Режим работы |
непрерывный |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти, % Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти, % |
±0,25 ±0,35 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Условия эксплуатации СИКН: - температура окружающей среды в месте установки, °С: - влагомера нефти поточного модели LC - влагомера нефти поточного УДВН-1пм - счетчика жидкости турбинного CRA/MRT97 - других первичных преобразователей - вторичных преобразователей - ТПУ - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа |
от минус 25 до 50 от 5 до 50 от минус 20 до 50 от минус 40 до 50 от 15 до 25 от минус 30 до 50 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 |
180 |
|
Г абаритные размеры, мм, не более |
3000x7000x2800 |
|
Масса, кг, не более |
5000 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку СИКН методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН представлена в таблице 4.
Таблица 4
|
Наименование |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 244 ОАО «Оренбургнефть» на ПСП «КРОТОВКА», зав.№ 01 |
1 экз. |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 244 ОАО «Оренбургнефть» на ПСП «КРОТОВКА». Паспорт |
1 экз. |
|
МП 132-30151-2014 ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 244 ОАО «Оренбургнефть» на ПСП «КРОТОВКА». Методика поверки |
1 экз. |
|
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти №244 ОАО «Оренбургнефть» НА ПСП «КРОТОВКА» |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 132-30151-2014 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 244 ОАО «Оренбургнефть» на ПСП «КРОТОВКА». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 02 декабря 2014 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- СИ в соответствии с нормативной документацией по поверке СИ, входящих в состав СИКН;
- калибратор многофункциональный: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения частотных сигналов прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %; диапазон воспроизведения последовательности импульсов 0...9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В, погрешность ±(0,2 В + 5 % от установленного значения).
Сведения о методах измерений
« Инструкция. ГСИ. Расход и масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 244 ОАО «Оренбургнефть» на ПСП «КРОТОВКА», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 213-679-01.00328-2014.
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
3. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия
4. 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
- при осуществлении торговли;
- при выполнении государственных учетных операций и учете количества энергетических ресурсов.
Смотрите также
