Система измерений количества и показателей качества нефти № 519 ОАО "Варьеганнефть"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 64092-16
Производитель / заявитель: ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Система измерений количества и показателей качества нефти № 519 ОАО "Варьеганнефть" (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).

Скачать

64092-16: Описание типа СИ Скачать 77.2 КБ
64092-16: Методика поверки МП 0368-14-2016 Скачать 1.1 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 64092-16
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти № 519 ОАО "Варьеганнефть"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 02
Производитель / Заявитель

ПАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа


Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 519 ОАО "Варьеганнефть" (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).

Описание

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода турбинных и преобразователей плотности. Выходные сигналы преобразователей расхода турбинных, температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

В состав системы входят следующие основные средства измерений:

-    преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N модели 100-300 с Ду 100 мм (далее - ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее - регистрационный номер) 15427-01, 15427-06;

-    преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный номер 14061-99, 14061-04, 14061-10;

-    термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный номер 22257-01, 22257-05, с преобразователями измерительными 244Е, регистрационный номер 14684-00, 14684-06;

-    датчики температуры 248, регистрационный номер 28033-04, 28033-05;

-    преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, регистрационный номер 15644-01, 15644-06;

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный номер 14557-01, 14557-05, 14557-10;

-    комплекс измерительно-вычислительный сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов OCTOPUS (ОКТОПУС) (далее - ИВК), регистрационный номер 22753-02.

Для поверки и контроля метрологических характеристик ТПР применяется "Рабочий эталон 2-го разряда единицы объёмного расхода жидкости в диапазоне значений от 50 до 500 м3/ч" (далее - ТПУ), регистрационный номер 3.6.АЛШ.0001.2015.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматизированное измерение массы брутто нефти и объёмного расхода нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в нефти;

-    измерение массы нетто нефти с использованием результата измерений массы брутто нефти и результатов измерений массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей, массовой доли воды и плотности;

-    автоматическое измерение температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в

нефти;

-    защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;

-    поверка и контроль метрологических характеристик ТПР с помощью ТПУ;

-    автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

-    регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов приема сдачи нефти, паспортов качества нефти.

Программное обеспечение

Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в ИВК и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора.

ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы в системе и испытано при испытании системы в целях утверждения типа, имеет идентификационные данные

Таблица 1

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

-

RATE АРМ оператора УУН

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.01

2.3.11.

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

7DB6BFFF

B6D270DB

ПО обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием системы ограничения доступа, установкой логина и пароля разного уровня доступа.

ПО имеет средний уровень защиты в соответствии с Р 50.2.077-2014 "ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения".

Технические характеристики

Таблица 2

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон динамических измерений массы нефти, м /ч

От 90 до 720

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Параметры измеряемой среды

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия"

Температура измеряемой среды, °С

От +15 до +35

Избыточное давление измеряемой среды, МПа

От 0,3 до 2,5

Плотность измеряемой среды в диапазоне температуры и избыточного давления нефти, кг/м

От 800 до 835

Кинематическая вязкость при температуре 20 °С измеряемой среды, сСт, не более

5

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

900

Наименование характеристики

Значение характеристики

Содержание свободного газа

Не допускается

Режим работы

Непрерывный

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Таблица 3

Наименование

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти № 519 ОАО "Варьеганнефть".

Заводской № 02

1 шт.

Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 519 ОАО "Варьеганнефть"

1 экз.

МП 0368-14-2016 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 519 ОАО "Варьеганнефть". Методика поверки"

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0368-14-2016 "ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 519 ОАО "Варьеганнефть". Методика поверки", утверждённому ФГУП "ВНИИР" 15.02.2016 г.

Основные средства поверки:

-    рабочий эталон 2-го разряда единицы объёмного расхода жидкости по ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости" в диапазоне значений от 50 до 500 м3/ч;

-    установка пикнометрическая, диапазон измерений плотности от 650 до 1100 кг/м , пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м3;

-    калибратор многофункциональный модели ASC300-R с внешним модулем абсолютного давления, нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, предел допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

-    калибратор температуры АТС-R модели АТС 156 (исполнение В), диапазон воспроизводимой температуры от минус 27 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

-    устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ±3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ±5 • 10-4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ±2 имп. в диапазоне от 20 до 5-10 имп.;

- государственный эталон единицы объёмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов

1-го разряда УПВН 2.01 по ГОСТ 8.614-2013 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов", диапазон воспроизведения объёмной доли воды от 0,01 до 2,00 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ±0,02 %.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы

Сведения о методах измерений

В системе применен косвенный метод динамических измерений массы нефти. Методика измерений приведена в "ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 519 на Варьеганском месторождении ОАО "Варьеганнефть", зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2013.15664

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 519 ОАО "Варьеганнефть"

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

ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений"

Смотрите также

64093-16
Ц42306, Ц42307 Частотомеры
ОАО "Электроприбор", г.Чебоксары
Частотомеры Ц42306, Ц42307 (далее по тексту - частотомеры), предназначены для измерения частоты переменного тока.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества газа на объекте «Газопровод высокого давления от ГРС-2 г. Нижнекамск до КГПТО ОАО «ТАИФ-НК», НКТЭЦ (ПТК-1), ГТУ-75 ОАО «НКНХ» (далее - система измерений) предназначена для автоматизированного измерения объемного расхода и...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и показателей качества природного газа НовоУренгойского лицензионного участка АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» (далее - СИКГ) предназначена для измерения, регистрации, обработки, контроля, хранения и индикации объемного расхода (об...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и показателей качества сухого отбензиненного газа на газопроводе от ЮП ГПЗ до врезки в газопровод «Г азоснабжение г. Ханты-Мансийск и поселков Ханты-Мансийского района» (далее - СИКГ) предназначена для автоматизированного...
Приборы цифровые электроизмерительные малогабаритные серий Щ, ЩП, ЩЧ (далее по тексту - приборы) предназначены для измерения напряжения, силы тока, частоты переменного тока в двухпроводных электрических цепях постоянного/переменного тока, преобразова...