Система измерений количества и показателей качества нефти № 519 ОАО "Варьеганнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 64092-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
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).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 64092-16 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 519 ОАО "Варьеганнефть" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 02 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 64092-16: Описание типа СИ | Скачать | 77.2 КБ | |
| 64092-16: Методика поверки МП 0368-14-2016 | Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
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 с Ду 16.. .500 мм (далее -ТПР), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 15427-01, 15427-06;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-99, 14061-04, 14061-10;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный № 22257-01, 22257-05, 22257-11;
- преобразователи измерительные 144, 244, 444 к датчикам температуры, регистрационный № 14684-00;
- преобразователи измерительные 144Н, 244Е, 444, регистрационный № 14684-06;
- датчики температуры 248, регистрационный № 28033-04, 28033-05;
- термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, регистрационный № 53211-13;
- преобразователи измерительные Rosemont 248, регистрационный № 53265-13;
- преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835, 7845, 7846, 7847), регистрационный № 15644-01, 15644-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-01, 14557-05, 14557-10;
- комплексы измерительно-вычислительные сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов OCTOPUS (ОКТОПУС) (далее - ИВК), регистрационный № 22753-02;
- ротаметры Н 250 и Н 54 модели Н 250, регистрационный № 19712-02;
- датчики давления Метран - 100, регистрационный № 22235-01, 22235-08;
- датчики давления Метран-150, регистрационный № 32854-09, 32854-13;
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный № 26803-04;
- манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ, регистрационный № 26803-06, 26803-11;
- манометры избыточного давления, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МТИф, ВТИф, МВТИф, регистрационный № 34911-07, 34911-11;
- манометры, вакуумметры, мановакуумметры для точных измерений МТИ, ВТИ модели МТИ, регистрационный № 1844-63;
- манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягонапоромеры ФТ, регистрационный № 60168-15;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный № 303-91.
Для поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода 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 (Установка трубопоршневая Сапфир, регистрационный № 15355-01).
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.
Пломбирование системы не предусмотрено.
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, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование |
Formula.lib |
RATE АРМ оператора УУН |
|
Номер версии (идентификационный номер) |
2.01 |
2.3.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7DB6BFFF |
B6D27ODB |
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.
Уровень защиты ПО системы «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон динамических измерений массы нефти, м3/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 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики, параметры измеряемой среды
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
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/м3 |
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 |
|
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
Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
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. |
|
ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 519 ОАО «Варьеганнефть». Методика поверки |
МП 0629-14-2017 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0629-14-2017 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 519 ОАО «Варьеганнефть». Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИР» 01.11.2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда единицы объёмного расхода жидкости в диапазоне значений от 50 до 500 м3/ч по ГОСТ 8.510-2002, регистрационный номер 3.6.АЛШ.0001.2015.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
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», регистрационный номер ФР.1.29.2013.15664.
Нормативные документы
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
