Система измерений количества и показателей качества нефти № 579 АО "Самотлорнефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 62868-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Самотлорнефтегаз", г.Нижневартовск |
| 62868-15: Описание типа СИ | Скачать | 77.6 КБ |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 579 АО «Самотлорнефтегаз» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 62868-15 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 579 АО "Самотлорнефтегаз" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
АО "Самотлорнефтегаз", г.Нижневартовск
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 62868-15: Описание типа СИ | Скачать | 77.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 579
АО «Самотлорнефтегаз» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей объемного расхода. Выходные электрические сигналы преобразователей объемного расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система 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, стационарной трубопоршневой поверочной установки, системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из трех рабочих и одной резервной измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 150 (далее -ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15427-01;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 22257-01, 22257-05 и 22257-11, в комплекте с преобразователями измерительными 644, 3144 к датчикам температуры, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14683-00, преобразователями измерительными 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 14683-04 и 14683-09;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 14061-99, 14061-04 и 14061-10;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 15644-01, 15644-06 и 52638-13;
- влагомер нефти поточный модели LC, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 16308-02;
- влагомер поточный модели L, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 25603-03;
- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 22214-01;
- установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (далее - стационарная ТПУ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 53294-13.
В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (далее - ИВК), тип
зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 19240-00, с автоматизированными рабочими местами (АРМ) оператора системы.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти;
- автоматическое измерение плотности и объемной доли воды;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной химико-аналитической лаборатории;
- проведение контроля метрологических характеристик и поверки ТПР с применением стационарной ТПУ;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы 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 ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса). Идентификационные данные ПО системы указаны в таблицах 1 и 2.
Таблица 1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Нефть, нефтепродукты. Преобразователи объемного расхода |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
342.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1FEEA203 |
|
Другие идентификационные данные |
ПО ИВК |
Таблица 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
ArmA.dll |
ArmMX.dll |
ArmF.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
4.0.0.1 |
4.0.0.1 |
4.0.0.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
8B71AF71 |
30747EDB |
F8F39210 |
|
Другие идентификационные данные |
ПО АРМ оператора | ||
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе ИВК и АРМ оператора системы структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы 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.
ПО системы имеет средний уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы и физикохимические показатели измеряемой среды приведены в таблице 3.
Таблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Количество измерительных линий, шт. |
4 (три рабочих, одна резервная) |
|
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч |
От 210 до 1650 |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа |
От 0,24 до 3,6 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти, % |
± 0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти, % |
± 0,35 |
|
Режим работы системы |
Непрерывный |
|
Физико-химические показатели измеряемой среды | |
|
Температура измеряемой среды, °С |
От плюс 10 до плюс 40 |
|
Плотность измеряемой среды при температуре 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 |
От 835 до 890 |
|
Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
От 4 до 55 |
Продолжение таблицы 3
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
300 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Массовая доля серы, %, не более |
1,5 |
|
Содержание свободного газа, % |
Не допускается |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.
Таблица 4
|
Наименование |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 579 АО «Самотлорнефтегаз», заводской № 01 |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
1 экз. |
|
МП 0305-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 579 АО «Самотлорнефтегаз». Методика поверки» |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0305-14-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 579 АО «Самотлорнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 23 октября 2015 г.
Основные средства поверки:
- установка трубопоршневая поверочная двунаправленная с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 550 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 579 АО «Самотлорнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/172014-15).
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
2. Техническая документация изготовителя.
Смотрите также
