Система измерений количества и показателей качества нефти № 538 на ПСП "Вынгаяха"
| Номер в ГРСИ РФ: | 60796-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "ИПФ Вектор", г.Тюмень |
Система измерений количества и показателей качества нефти №538 на ПСП «Вынгаяха» (далее - СИКН) предназначена для измерения массы брутто товарной нефти (далее - нефть), показателей качества нефти и определения массы нетто нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 60796-15 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 538 на ПСП "Вынгаяха" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 17d38d84-fd24-9159-9a9c-1cf6c63490a0 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ЗАО "ИПФ "Вектор", г.Тюмень
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
60796-15: Описание типа
2015-60796-15.pdf
|
Скачать | 82.2 КБ | |
|
60796-15: Методика поверки
2022-mp60796-15.pdf
|
Скачать | 782 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №538 на ПСП «Вынгаяха» (далее - СИКН) предназначена для измерения массы брутто товарной нефти (далее - нефть), показателей качества нефти и определения массы нетто нефти.
Описание
СИКН реализует прямой метод динамических измерений массы брутто (массового расхода) нефти в трубопроводе по результатам измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). 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);
- входной коллектор с пробозаборным устройством щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;
- блок измерительных линий (далее - БИЛ): три рабочих измерительных линии (далее - ИЛ) (DN 150) и одна контрольно-резервная ИЛ (DN 150);
- выходной коллектор;
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- блок поверочной трубопоршневой установки 2-го разряда (далее - ТПУ);
- узел подключения передвижной ТПУ;
- система сбора и обработки информации (далее - СОИ).
СИКН размещена в отдельном блок-боксе, который оснащен вентиляцией, системами обогрева, контроля температуры, внутреннего и наружного освещения, пожарной и охранной сигнализации.
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение массы брутто (массового расхода) нефти;
- вычисление массы нетто нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- измерение в автоматическом режиме влагосодержания и плотности нефти, перепада давления на фильтрах;
- возможность поверки рабочих и контрольно-резервного СРМ с помощью ТПУ;
- контроль метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольнорезервному СРМ, ТПУ;
- автоматический и ручной отбор проб;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;
- 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 номер |
|
Приборы контрольно-измерительные показывающие | ||
|
1 |
Манометры для точных измерений МТИ |
1844-63 |
|
2 |
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
|
БФ | ||
|
1 |
Преобразователи разности давлений измерительные dTrans p02 DELTA |
47454-11 |
|
БИЛ | ||
|
1 |
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 с преобразователями серии 2700R |
13425-06 |
|
2 |
Счетчик-расходомер эталонный массовый Micro Motion CMF 400 с измерительным преобразователем 2700R |
43918-10 |
|
3 |
Преобразователи давления измерительные 3051TG |
14061-10 |
|
4 |
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 |
22257-11 |
|
5 |
Датчики температуры 644 |
39539-08 |
|
БИК | ||
|
1 |
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 |
15644-06 |
|
2 |
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-10 |
|
3 |
Преобразователи давления измерительные 3051TG |
14061-10 |
|
4 |
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 |
22257-11 |
|
5 |
Датчики температуры 644 |
39539-08 |
|
6 |
Счетчики турбинные НОРД-М |
5638-02 |
|
ТПУ | ||
|
1 |
Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB-2000 |
44252-10 |
|
2 |
Преобразователи давления измерительные 3051TG |
14061-10 |
|
3 |
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 |
22257-11 |
|
4 |
Датчики температуры 644 |
39539-08 |
|
СОИ | ||
|
1 |
Комплексы измерительно-вычислительные сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «ОКТОПУС» (далее - ИВК) |
22753-02 |
|
2 |
Контроллеры программируемые SIMATIC S7-200 |
15771-10 |
|
3 |
АРМ оператора СИКН с ПО «Rate АРМ оператора» |
_ |
|
Примечание - Допускается использование СИ, указанных в таблице, с истекшим сроком свидетельства об утверждении типа до окончания их срока службы, если их метрологические и технические характеристики не хуже, указанных в новом свидетельстве об утверждении типа. | ||
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) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Formula.lib» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7DB6BFFF |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC-32 |
|
Другие идентификационные данные |
ПО СИКН |
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 приведены в таблице 3.
Таблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Рабочая среда |
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
|
Диапазон массового расхода нефти, т/ч |
От 100 до 1571,0 |
|
Диапазон избыточного давления нефти, МПа |
От 0,4 до 5,0 |
|
Диапазон температуры нефти, °С |
От 0 до плюс 50 |
|
Физико-химические свойства нефти: - плотность нефти при рабочих условиях, кг/м3 - вязкость кинематическая, 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 - давление насыщенных паров нефти, мм.рт.ст, не более - объемная доля свободного газа, % |
От 800 до 840 От 2 до 8 0,5 0,05 100 0,44 500 Отсутствует |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто (массового расхода) нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто (массового расхода) нефти, % |
±0,35 |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Условия эксплуатации средств измерений СИКН: - температура окружающей среды, °C - в блок-боксе СИКН - в месте установки СОИ - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
От плюс 5 до плюс 35 От плюс 15 до плюс 25 От 30 до 80 От 84 до 106,7 |
|
Параметры электропитания: - напряжение, В: - силовое оборудование - технические средства СОИ - частота, Гц |
380(+10 %, -15 %) 220(+10 %, -15 %) 50+1 |
|
Потребляемая мощность, кВ •А, не более |
15 |
|
Габаритные размеры, ширинахглубинахвысота, мм - блок-бокс |
10200х3200х3950 |
|
Масса, кг, не более |
9840 |
|
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
Таблица 4
|
Наименование |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти №538 на ПСП «Вынгаяха», заводской номер 01 |
1 экз. |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти №538 на ПСП «Вынгаяха». Паспорт |
1 экз. |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти №538 на ПСП «Вынгаяха» Руководство по эксплуатации |
1 экз. |
|
МП 142-30151-2015. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества нефти №538 на ПСП «Вынгаяха». Методика поверки |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 142-30151-2015 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества нефти №538 на ПСП «Вынгаяха». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 22 января 2015 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 выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 538», регистрационный номер ФР.1.29.2008.04490 в Федеральном реестре методик измерений.
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
Смотрите также
