Система измерений количества и показателей качества нефти "Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС "Рязань" Рязанского РНУ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66477-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть-Верхняя Волга", г.Великие Луки |
Система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении приемосдаточных операций.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66477-17 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти "Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС "Рязань" Рязанского РНУ" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 120 |
Производитель / Заявитель
Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть-Верхняя Волга", г.Великие Луки
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 66477-17: Описание типа СИ | Скачать | 83.4 КБ | |
| 66477-17: Методика поверки МП 0486-14-2016 | Скачать | 3.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении приемосдаточных операций.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с применением счетчиков ультразвуковых. Выходные электрические сигналы с счетчиков ультразвуковых поступают на соответствующие входы контроллера измерительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, системы обработки информации, системы дренажа. В процессе эксплуатации системы используются блок фильтров, узел регулирования давления, узел регулирования расхода, блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК), стационарная поверочная установка, узел подключения передвижной поверочной установки, узел отбора проб, технологические и дренажные трубопроводы, входящие в состав системы измерений количества и показателей качества нефти «Основная схема учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанское РНУ».
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) измерительных каналов объема нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики ультразвуковые Altosonic-5 (далее - УЗР), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный номер) 18656-00 и 18656-99;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), регистрационный номер 52638-13;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные мод. 7829, регистрационный номер 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный номер 14557-15;
- датчики температуры 644 и 3144Р, регистрационный номер 39539-08;
- датчики температуры TMT142R, регистрационный номер 63821-16;
- термопреобразователь универсальный ТПУ 0304, регистрационный номер 50519-12;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационные номера 14061-99, 14061-04, 14061-10;
- датчики давления «Метран-150», регистрационный номер 32854-09;
- преобразователи давления измерительные АИР-20/М2, регистрационные номера 46375-11 и 63044-16;
- расходомер - счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный номер 57762-14;
В систему обработки информации системы входят:
- контроллер измерительный FloBoss модели S600+ (далее - ИВК), регистрационный номер 38623-11;
- блоки обработки данных «VEGA-03», регистрационный номер 20498-00;
- контроллер программируемый Simatic S7-400, регистрационный номер 15773-11;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы на базе программного обеспечения.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МТИ, регистрационный номер 1844-63;
- манометры показывающие для точных измерений типа МПТИ, регистрационный номер 26803-11;
- манометры МП показывающие, регистрационный номер 59554-14;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.
С истема обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗР с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной ВНР-1900;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства средства измерений снабжены средствами защиты (пломбировки) в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. 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 (ПО) системы (ИВК, АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций системы. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
У ровень защиты ПО системы «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значения | |
|
АРМ оператора УРСУ СИКН № 437 «ГСК РАСХОД НТ УРСУ» |
ПО ИВК S600+ | |
|
Идентификационное наименование ПО |
mass netto.pas |
LinuxBinary.app |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
06.09е/09е |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7673463с |
0259 |
|
Другие идентификационные данные |
CRC 32 |
CRC 16 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Диапазон измерений расхода, м3/ч |
от 533 до 3000 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
|
Количество измерительных линий, шт. |
2 (две рабочих) |
|
Суммарные потери давления в СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - в рабочем режиме - в режиме поверки и КМХ |
0,2 0,4 |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Параметры измеряемой среды: | |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Давление нефти, МПа: - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимое |
0,3 0,2 0,6 |
|
Рабочий диапазон температуры нефти, °С |
от +3,8 до +18,7 |
|
Плотность в рабочем диапазоне температуры нефти, кг/м3 |
от 865,5 до 885,5 |
|
Вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
от 14 до 36 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
1 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Массовая доля серы, %, не более |
1,9 |
|
Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ppm), не более |
100 |
|
Массовая доля метил-и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1, (ppm), не более |
40 |
|
Режим управления: - основной запорной арматурой - регуляторами расхода и давления |
автоматизированный автоматический |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Параметры электрического питания: | |
|
- напряжение переменного тока, В |
380, трехфазное, 220±22, однофазное, |
|
- частота переменного тока, Гц |
50 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
- температура окружающего воздуха, °С |
от -41 до +38 |
|
- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование СИКН, ° С, не менее |
+15 |
|
- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование СИКН, % |
от 30 до 80 |
|
- относительная влажность окружающего воздуха, % |
от 55 до 98 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 84,0 до 106,7 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность системы
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ» |
Заводской № 120 |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
«Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ». Методика поверки» |
МП 0486-14-2016 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0486-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «Узел резервной схемы учета СИКН № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 7 октября 2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.510 - 2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 3.2.ВЮЕ.0001.2015, диапазон измерений объемного расхода рабочей среды от 190 до 1900 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1 %.
- средства поверки в соответствии с методикой поверки на систему.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «Масса нефти. Методика измерений узлом резервной схемы учета системы измерений количества и показателей качества нефти № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ АО «Транснефть - Верхняя Волга» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 088-01.00152-2013-2016 от 30.08.2016 г.).
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595 - 2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ 8.510 - 2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
Смотрите также
