Система измерений количества и показателей качества нефти № 2 ЦПС Тямкинского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 60812-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Аргоси", г.Москва |
| 60812-15: Описание типа СИ | Скачать | 77.8 КБ |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 2 ЦПС Тямкинского месторождения предназначена для измерений массы нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 60812-15 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 2 ЦПС Тямкинского месторождения |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 527-528-529 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Аргоси", г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 9 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 9 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 60812-15: Описание типа СИ | Скачать | 77.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 2 ЦПС Тямкинского месторождения предназначена для измерений массы нефти.
Описание
Принцип действия системы измерений количества и показателей качества нефти № 2 ЦПС Тямкинского месторождения основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с применением счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы со счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли воды в испытательной лаборатории или результаты вычислений массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением поточного влагомера.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 2 ЦПС Тямкинского месторождения представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 2 ЦПС Тямкинского месторождения состоит из трех измерительных каналов массы брутто нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF 400
(Госреестр № 45115-10);
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835
(Госреестр № 52638-13);
- влагомеры сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09);
- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (Госреестр № 57563-14);
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (Госреестр № 22257-11) с преобразователями измерительными 644 (Госреестр № 14683-09);
- датчики давления «Метран-150» (Госреестр № 32854-09);
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ (Госреестр № 26803-11);
- манометры избыточного давления показывающие МП-У (Госреестр № 10135-10);
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (Госреестр № 303-61);
- расходомер ультразвуковой UFM 3030 (Госреестр № 48218-11);
- автоматизированное рабочее место оператора системы на базе SCADA-системы «Intouch» версии 10.хх (Invensys Wonderware).
Система измерений количества и показателей качества нефти № 2 ЦПС Тямкинского месторождения обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в блоке измерительных линий с применением влагомера сырой нефти;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик рабочих счетчиков-расходомеров массовых с применением контрольного счетчика-расходомера массового или трубопоршневой поверочной установки 2-го разряда в комплекте с поточным преобразователем плотности или компакт-прувера в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности;
- проведение поверки счетчиков-расходомеров массовых с применением трубопоршневой поверочной установки 2-го разряда в комплекте с поточным преобразователем плотности или компакт-прувера в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
системы измерений количества и показателей качества нефти № 2 ЦПС Тямкинского месторождения автономное.
Программное обеспечение 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 программного обеспечения системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса).
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1. Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
LinuxBinary.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
06.21 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
0x6051 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
CRC16 |
Программное обеспечение защищено от несанкционированного доступа, изменения ал
горитмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения журнала со-
бытий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части программного обеспечения для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в программном обеспечении 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 программного обеспечения системы измерений количества и показателей качества нефти № 2 ЦПС Тямкинского месторождения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «высокий». Предусмотрено механическое опломбирование.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики системы измерений количества и показателей качества нефти № 2 ЦПС Тямкинского месторождения приведены в таблице 2. _______Т а б л и ц а 2 - Метрологические и технические характеристики системы_____________
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
1 |
2 |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858 |
|
Рабочий диапазон расхода, т/ч (м3/ч) |
от 250 (289) до 590 (685) |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (2 рабочие, 1 контрольнорезервная) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, % |
± 0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, % |
± 0,35 |
|
Рабочий диапазон температуры, °С |
от плюс 10 до плюс 55 |
|
Рабочий диапазон давления, МПа |
от 0,8 до 1,25 |
|
Рабочий диапазон плотности, кг/м3 |
от 862 до 884 |
|
Вязкость кинематическая, мм2/с - при 20 °С - при 50 °С |
44,21 14,10 |
|
Суммарные потери давления при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - при проведении измерений - при проведении поверки или контроля метрологических характеристик |
0,2 0,4 |
|
Диапазон массовой доли воды, % |
от 0,34 до 1,0 |
|
Диапазон массовой доли серы, % |
от 1,1 до 1,99 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
300 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
2,43 |
|
Массовая доля асфальтенов, %, не более |
2,1 |
|
Массовая доля смол силикагелиевых, %, не более |
9,6 |
|
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
отсутствует |
|
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более |
отсутствует |
|
Давление насыщенных паров, мм рт.ст., не более |
254 |
|
1 |
2 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Напряжение питания, В |
380 ± 38/220 ±22 |
|
Частота, Гц |
50 ± 1 |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
26 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % - относительная влажность окружающего воздуха, % - атмосферное давление, кПа |
от минус 50 до плюс 50 от плюс 5 до плюс 25 от 45 до 80 от 45 до 80 от 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится на специальную табличку, прикрепленную к системе, методом наклейки и в нижней части справа титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- Система измерений количества и показателей качества нефти № 2 ЦПС Тямкинского месторождения, заводской номер 527-528-529 - 1 шт.;
- Руководство по эксплуатации - 1 экз.;
- Методика поверки - 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0243-1-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 2 ЦПС Тямкинского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 26.01.2015 г.
О сновные средства поверки:
- установка поверочная трубопоршневая 2-го разряда с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1 %;
- компакт-прувер 1-го разряда с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 %;
- поточный преобразователь плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,3 кг/м3;
Сведения о методах измерений
Ф Р.1.29.2013.16696 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 2 ЦПС Тямкинского месторождения».
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»;
2 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
3 Техническая документация ЗАО «Аргоси».
Смотрите также
