63052-16: Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 "Винно-Банновское" (ОАО "Самаранефтегаз") - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 "Винно-Банновское" (ОАО "Самаранефтегаз")

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 63052-16
Производитель / заявитель: ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
Скачать
63052-16: Описание типа СИ Скачать 82.7 КБ
63052-16: Методика поверки МП 0119-9-2014 Скачать 480.4 КБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 "Винно-Банновское" (ОАО "Самаранефтегаз") поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз») (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения количества и параметров нефти сырой.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 63052-16
Наименование Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 "Винно-Банновское" (ОАО "Самаранефтегаз")
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 1
Производитель / Заявитель

ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

63052-16: Описание типа СИ Скачать 82.7 КБ
63052-16: Методика поверки МП 0119-9-2014 Скачать 480.4 КБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз») (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения количества и параметров нефти сырой.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти сырой с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти сырой по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений параметров нефти сырой (далее - БИК), узла подключения передвижной установки, системы сбора и 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 состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы нефти сырой, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, массового расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:

- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF 300 с измерительным преобразователем модели 2700 (Госреестр № 45115-10);

- счетчик нефти турбинный МИГ-32 (Госреестр № 26776-08);

- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-08);

- датчики давления «Метран-150» (Госреестр № 32854-08);

- влагомеры сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-07);

В систему обработки информации системы входят:

- вычислитель УВП-280 с программным обеспечением (далее - ИВК);

- контроллер программируемый SIMATIC S7-1200 (Госреестр № 45217-10);

- автоматизированное рабочее место оператора системы с программным обеспечением «OZNA-Flow» (далее - АРМ);

В состав системы входят показывающие средства измерений:

- манометры для точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);

- манометры показывающие сигнализирующие взрывозащищенные ДМ 2005Сг1Ех (Госреестр № 39529-08);

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 №2 (Госреестр № 303-91).

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры и давления сырой нефти;

- автоматическое измерение температуры в БИЛ и БИК;

- автоматическое измерение избыточного давления во входном коллекторах, в БИЛ и БИК;

- автоматическое измерение разности давления на фильтрах;

- автоматическое измерение объемной доли воды в сырой нефти, объемного расхода сырой нефти в БИК;

- измерение давления и температуры с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;

- возможность технологического подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ);

- контроль метрологических характеристик (далее - KMX) рабочего СРМ с применением контрольного СРМ;

- поверка и KMX СРМ с применением передвижной ПУ в автоматизированном режиме (при поверке и KMX СРМ с применением передвижной ПУ наличие свободного газа в нефти не допускается);

- вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей и хлористых солен в аккредитованной испытательной лаборатории, массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или объемной доли воды с применением влагомера;

- ручное управление запорной и регулирующей арматурой; фильтрация нефти от механических включений в сырой нефти;

а втоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

- ручное регулирование расхода сырой нефти в системе;

- защита алгоритма и программы ИВК и АРМ оператора системы от несанкционированного доступа системой паролей;

- автоматический и ручной отбор проб сырой нефти;

- дренаж сырой нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха;

- дренаж сырой нефти из передвижной ПУ в систему дренажа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (вычислители УВП-280, автоматизированное рабочее место оператора системы с программным обеспечением «OZNA-Flow») 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 (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентиф икационное наименование ПО

ПО вычислителя УВП-280 (основное)

ПО вычислителя УВП-280 (резервное)

ПО АРМ оператора СИКН «ОЗНА- Flow »

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.17

2.17

v 2.1

Цифровой идентификатор ПО

46E612D8

46E612D8

64C56178

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. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует среднему уровню 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 приведены в таблице 2 и 3.

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

± 0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %:

- при измерении массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории:

- при содержании массовой доли воды в сырой нефти 10%

- при содержании массовой доли воды в сырой нефти от 10% до

± 1,0

20%

± 1,0

- при содержании массовой доли воды в сырой нефти от 20% до 50%

± 4,0

- при содержании массовой воды в сырой нефти от 50% до 65%

- при вычислении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли с применением влагомера сырой нефти ВСН-2:

± 7,0

- при содержании массовой воды в сырой нефти 10%

± 3,0

- при содержании массовой воды в сырой нефти от 10% до 20%

± 3,5

- при содержании массовой воды в сырой нефти от 20% до 50%

± 5,5

- при содержании массовой воды в сырой нефти от 50% до 65%

± 7,5

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть сырая

Диапазон измерений расхода, т/ч

От 13 до 79

Количество измерительных линий, шт.

2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная)

Диапазон плотности, кг/м3

От 860 до 880

Диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт)

От 10 до 26,1

Диапазон давления, МПа

От 0,25 до 0,6

Диапазон температуры, °С

От плюс 10 до плюс 40

Диапазон массовой доли воды, %, не более

От 10 до 65

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

5441,7

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,04

Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более

0,48

Массовая доля серы, %, не более

3,5

Наименование характеристики

Значение характеристики

Массовая доля парафина, %, не более

4,0

Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более

66,7 (500)

Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более

39,8

Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:

- при проведении измерений

- при проведении поверки и КМХ

0,2

0,4

Содержание свободного газа, %, не более

1,0

Режим работы системы

Непрерывный

Параметры электропитания:

Напряжение переменного тока, В

380, 3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц

Климатические условия эксплуатации системы:

температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, ° С

От плюс 5 до плюс 39

Климатическое исполнение

У1

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

- система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз») заводской номер 1;

- «СИКНС МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз»). Пояснительная записка. ОИ 141.00.00.00.000 ПЗ;

- «СИКНС МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз»). Техническое задание. ОИ 141.00.00.00.000 ТЗ;

- «СИКНС МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз»). Схема технологическая принципиальная. ОИ 141.00.00.00.000 ТК;

- МП 0119-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское». Методика поверки»

Поверка

осуществляется по документу МП 0119-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30 апреля 2015 г.

Основные средства поверки:

- передвижная поверочная установка с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки СРМ в их рабочем диапазоне измерений, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1 %.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (свидетельство об аттестации 01.00257-2008/7014-13 от 29 января 2013 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.14302).

Нормативные документы

1. ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

2. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

3. ОИ 141.11.00.00.000 ПЗ Система измерений количества и параметров нефти сырой МНС СУ-26 «Винно-Банновское» (ОАО «Самаранефтегаз»).

Смотрите также

63051-16
Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП "Джалинда" филиала "Нерюнгринское РНУ" ООО "Транснефть - Восток"
Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Великие Луки
Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетн...
63050-16
ДРИ 093 Датчики разности давлений
АО "НИИ физических измерений" (НИИФИ), г.Пенза
Датчики разности давлений ДРИ 093 (далее - датчики) предназначены для измерения разности давлений воздуха.
63049-16
EFCR Установки раздаточные сжатого природного газа
Компания "KwangShin Machine Industry Co., Ltd.", Корея
Установки раздаточные сжатого природного газа EFCR (далее - установки) предназначены для измерений массы сжатого природного газа (метана), далее - газ, при его выдаче в баллоны автотранспортных средств.
63048-16
46, 48, 50, 52, 53, 54, 55 Термометры биметаллические
Фирма "WIKA Alexander Wiegand SE & Co. KG", Германия
Термометры биметаллические серий 46, 48, 50, 52, 53, 54, 55 (в дальнейшем термометры) предназначены для измерения температуры газообразных, жидких или сыпучих сред.
63047-16
SI3000 v3_SI3000 cCS v1 Системы измерений длительности соединений
ЗАО "ИскраУралТел", г.Екатеринбург
Системы измерений длительности соединений SI3000 v3_SI3000 cCS v1, далее СИДС, предназначены для измерения длительности телефонных соединений с целью получения исходных данных для расчета их стоимости.