Система измерений количества и параметров нефти сырой приемо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО "Варьеганнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 62578-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень |
| 62578-15: Описание типа СИ | Скачать | 78.4 КБ |
Система измерений количества и параметров нефти сырой приёмо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО «Варьёганнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы и параметров сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 62578-15 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой приемо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО "Варьеганнефть" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 4388 |
Производитель / Заявитель
АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Найдено поверителей | 2 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 62578-15: Описание типа СИ | Скачать | 78.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой приёмо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО «Варьёганнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы и параметров сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти.
Описание
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от СРМ, преобразователей давления, температуры, плотности, влагосодержания.
В состав СИКНС входят:
- блок фильтров (далее - БФ);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ): 1 рабочая, 1 контрольная и 1
резервная измерительные линии (далее - ИЛ);
- блок измерений качества нефти сырой (далее - БИК);
- узел подключения к передвижной поверочной установке (далее - ПУ);
- СОИ.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение массы сырой нефти прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности сырой нефти;
- определение массы нетто сырой нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры сырой нефти;
- контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочих СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- КМХ и поверка рабочих и контрольно-резервного СРМ по передвижной ПУ;
- автоматический и ручной отбор проб по ГОСТ 2517-2012;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Средства измерений (далее - СИ), а так же другие технические средства, входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.
Таблица 1
|
Наименование СИ |
Количество |
Г осреестр № |
|
БФ | ||
|
Преобразователь давления измерительный APC 2000 ALW |
1 |
48825-12 |
|
Преобразователь давления измерительный APR 2000 ALW |
1 |
48825-12 |
|
БИЛ | ||
|
Расходомеры массовые Promass 83F |
3 |
15201-11 |
|
Преобразователи давления измерительные APC 2000 ALW |
5 |
48825-12 |
|
Датчики температуры CTR-ALW |
5 |
51742-12 |
|
БИК | ||
|
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 |
1 |
52638-13 |
|
Счетчик нефти турбинный МИГ-32 |
1 |
26776-08 |
|
Влагомер сырой нефти ВСН-АТ |
1 |
42678-09 |
|
Датчик температуры CTR-ALW |
1 |
51742-12 |
|
Преобразователь давления измерительный APC 2000 ALW |
1 |
48825-12 |
|
Щелевое пробозаборное устройство с лубрикатором |
1 |
_ |
|
Ручной пробоотборник «Стандарт-Р» |
1 |
_ |
|
Автоматический пробоотборник «Стандарт-А» |
2 |
_ |
|
Прибор УОСГ-100 |
1 |
16776-11 |
|
СОИ | ||
|
Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК) |
1 |
43239-09 |
|
АРМ оператора СИКНС |
1 |
_ |
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий
Уровень защиты ПО и измерительной информации - высокий по Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 2.
Таблица 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
RateCalc.dll |
Formula.o |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3.1.1 |
6.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B6D270DB |
DFA87DAC |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC-32 |
CRC-32 |
|
Другие идентификационные данные |
ПО АРМ оператора СИКНС |
ПО ИВК |
Технические характеристики
Таблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Рабочая среда |
сырая нефть |
|
Избыточное давление сырой нефти на входе СИКНС, МПа |
от 0,15 до 0,5 |
|
Температура сырой нефти, ° С |
от 3 до 30 |
|
Массовый расход сырой нефти через СИКНС, т/ч |
от 5 до 50 |
|
Физико-химические свойства сырой нефти: - плотность при 20°С, кг/м3 - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - объемное содержание свободного газа, %, не более - кинематическая вязкость при 20°С, мм2/с (сСт), не более |
от 820 до 960 70 0,1 900 1 7 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто сырой нефти, %: - при объемной доле воды в сырой нефти от 10 % до 20 % - при объемной доле воды в сырой нефти от 20 % до 50 % - при объемной доле воды в сырой нефти от 50 % до 70 % - при объемной доле воды в сырой нефти от 70 % до 85 % |
±1,5 ±2,5 ±5,0 ±15,0 |
|
Режим работы СИКНС |
непрерывный |
|
Условия эксплуатации СИКНС: - температура окружающей среды в месте установки СИ СИКНС, °С - температура окружающей среды в месте установки СОИ, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от 10 до 30 от 15 до 25 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
|
Параметры электропитания: - напряжение, В: силовое оборудование технические средства СОИ - частота, Гц |
380, трехфазное 220, однофазное 50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВ •А, не более |
70 |
|
Габаритные размеры (ДхШхВ), мм, не более: |
12000x3150x4905 |
|
Масса, кг, не более |
15000 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
приведена в таблице 4.
Таблица 4
|
Наименование |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой приёмосдаточного пункта сырой нефти ОАО «Варьёганнефть», зав. №4388 |
1 экз. |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой приёмосдаточного пункта сырой нефти ОАО «Варьёганнефть». Формуляр |
1 экз. |
|
МП 213-30151-2015 ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой приёмо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО «Варьёганнефть». Методика поверки |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 213-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой приёмо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО «Варьёганнефть». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 10 июня 2015 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- 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 последовательности импульсов 0...9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В); диапазон воспроизведения частотных сигналов прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %.
Сведения о методах измерений
Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений количества и параметров нефти сырой приёмо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО «Варьёганнефть», Регистрационный код методики измерений ФР.1.29.2015.21000.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
2. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
3. Техническая документация АО «ГМС Нефтемаш»
Смотрите также
