Система измерений количества и показателей качества нефти № 443 на ПСП "Ухта"
| Номер в ГРСИ РФ: | 62904-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП "ГКС", г.Казань |
| 62904-15: Описание типа СИ | Скачать | 77.9 КБ |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 443 на ПСП «Ухта» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 62904-15 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 443 на ПСП "Ухта" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 443 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПП "ГКС", г.Казань
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 8 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 62904-15: Описание типа СИ | Скачать | 77.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 443 на ПСП «Ухта» (далее - система) предназначена для измерений объемного расхода, массы и плотности 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 измерительновычислительного 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 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 двух рабочих и одной резервной измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений (с учетом средств измерений, находящихся на хранении):
- преобразователи расхода турбинные HTM, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 56812-14, модели HTM06 с Ду 150;
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 150, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 15427-01 (далее - ТПР);
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, типы зарегистрированы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами 22257-01, 22257-05, в комплекте с преобразователями измерительными 644 к датчикам температуры, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14683-00 и преобразователями измерительными 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14683-04;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14061-99;
- денсиметры SARASOTA модификации FD960, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 19879-00 (далее -ПП);
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 14557-10;
- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 22214-01;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 57762-14;
- двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» Ду 16" (далее - стационарная ТПУ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 20054-00;
- комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 (далее - ИВК), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 53852-13, с автоматизированными рабочими местами (далее - АРМ) оператора системы с программным обеспечением «ГКС расход НТ версия 3.0».
В составе системы дополнительно сформированы вспомогательные измерительные каналы (далее - ИК) плотности и объемного расхода, метрологические характеристики которых определяют комплектным методом.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти;
- автоматические измерения давления, температуры, плотности и объемной доли воды в нефти;
- автоматизированные вычисления 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.
Заводской номер системы нанесен на маркировочную табличку, установленную на площадке системы.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы. Пломбирование системы не предусмотрено. Пломбирование СИ из состава выделенных ИК системы проводится в соответствии с требованиями МИ 3002-2006 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - 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 таблице 1.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
АРМ оператора «ГКС расход НТ версия 3.0» |
ИВК (основной и резервный) | |
|
Идентификационное наименование ПО |
metrological char.jar |
EMC07.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.0 |
РХ 7000.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО* |
15f95747 |
7A70F3CC |
|
Другие идентификационные данные |
_ |
_ |
|
* Значение цифрового идентификатора ПО представлено в шестнадцатеричной системе счисления в виде буквенно-цифрового кода. Значимым является номинал и последовательность расположения цифр и букв, регистр букв при этом значения не имеет. | ||
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.
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы, физико-химические показатели измеряемой среды и метрологические характеристики выделенных ИК приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы___________________________________
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч |
от 221 до 1000 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
|
Наименование ИК |
Состав ИК |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||
|
ИК плотности |
ПП |
ИВК |
от 800 до 900 кг/м3 |
А: ±0,3 кг/м3 |
|
ИК объемного расхода по ИЛ № 1 |
ТПР |
ИВК |
от 299 до 406 м3/ч |
5: ±0,15 % |
|
ИК объемного расхода по ИЛ № 3 |
от 233 до 398 м3/ч | |||
Примечание - Приняты следующие обозначения:
А - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений, кг/м3;
5 - пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %.
Таблица 4 - Основные технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (2 рабочие, 1 резервная) |
|
Избыточное давление измеряемой среды на входе блока измерительных линий, МПа |
от 0,25 до 1,2 |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от 5 до 40 |
|
Плотность измеряемой среды, кг/м3 |
от 840 до 890 |
|
Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
от 6 до 115 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
900 |
|
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
100 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
1,8 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
6,0 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц |
220*22/380+57 50±1 |
|
Содержание свободного газа, % |
не допускается |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность системы
|
Наименование |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 443 на ПСП «Ухта», заводской № 443 |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 443 ПСП «Ухта» Ухтинского РНУ АО «Транснефть - Север», свидетельство об аттестации методики измерений № 254-RA.RU.312546-2021 от 25 августа 2021 г.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 года № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 года № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
Приказ Росстандарта от 1 ноября 2019 года № 2603 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений плотности»
Смотрите также
