Система измерений количества и параметров нефти сырой АО "Татнефтепром" на ПСП "Шешма"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66693-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | СП ЗАО "ИТОМ", г.Ижевск |
Система измерений количества и параметров нефти сырой АО «Татнефтепром» на ПСП «Шешма» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти при проведении учетных операций между сдающей и принимающей стороной.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66693-17 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой АО "Татнефтепром" на ПСП "Шешма" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 96 |
Производитель / Заявитель
ООО "Итом-Прогресс", г.Ижевск
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 12.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 66693-17: Описание типа СИ | Скачать | 81.2 КБ | |
| 66693-17: Методика поверки НА.ГНМЦ.0111-16 МП | Скачать | 578.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой АО «Татнефтепром» на ПСП «Шешма» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти при проведении учетных операций между сдающей и принимающей стороной.
Описание
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с помощью массовых счетчиков-расходомеров. Выходные сигналы массовых счетчиков-расходомеров, преобразователей температуры, давления, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нетто сырой нефти по реализованному в нём алгоритму.
В состав СИКНС входят:
- блок измерительных линий, имеющий одну рабочую и одну контрольно-резервную измерительные линии, контрольно-резервная измерительная линия, используется как резервная или контрольная для проведения контроля метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых;
- блок измерения параметров сырой нефти, предназначенный для измерений температуры, давления, объёмной доли воды в нефти;
- пробозаборное устройство;
- узел подключения поверочной установки;
- система обработки информации.
СИКНС состоит из следующих средств измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде)
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный №13425-01);
- преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационный №14061-99);
- расходомер UFM 3030 (регистрационный №32562-09);
- преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (регистрационный № 15644-01);
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-01);
- преобразователи давления измерительные 2088 (регистрационный №16825-02);
- термопреобразователи сопротивления платиновые 65 (регистрационный №22257-01).
В систему обработки информации входит контроллер измерительно-вычислительный OMNI-6000 (регистрационный №15066-09).
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКНС, в соответствии с МИ 3002-2006 и методиками поверки средств измерений, входящих в состав СИКНС.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированные измерения массы и массового расхода нефти в рабочих диапа- зонах расхода, температуры, давления, объемной доли воды в сырой нефти;
- автоматизированные измерения температуры, давления, объемной доли воды в сырой нефти;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI-6000 (далее - контроллер). К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система комплекса, обеспечивающая общее управление ресурсами вычислительного контроллера, произведение вычислительных операций, передачу данных на верхний уровень.
К верхнему уровню относится ПО АРМ оператора «Кристалл» (далее - АРМ), обеспечивающий отображение мнемосхемы СИКНС и измеренных данных, управление автоматизированными объектами, формирование отчетов, хранение и просмотр архивов, управление процессом поверки и КМХ, вычисление массы нетто нефти. К метрологически значимой части ПО АРМ относятся программные модули поверки и вычисления массы нетто нефти.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора «Кристалл»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcOil.dll |
CalcPov.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.1 |
1.1.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
E4FFC1CE |
2FB7838A |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
- | |
Идентификация ПО систем осуществляется путем отображения на мониторе АРМ оператора идентификационных данных.
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.
ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных с помощью системы паролей, механического опломбирования контроллера, ведения внутреннего журнала фиксации событий на обоих уровнях ПО. Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая и 1 контрольно-резервная) |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 10 до 50 |
|
Диапазон давления, МПа |
от 0,2 до 2,0 |
|
Диапазон температуры, °С |
от 0 до +45 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
10,0 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
11000 |
|
Содержание растворенного газа, м3/м3, не более |
1,2 |
|
Содержание свободного газа, %, не более |
0,1 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы сырой нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении влагосодержания поточным влагомером УДВН-1пм2, % |
±0,35 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении массовой доли воды в лаборатории, % |
±1,0 |
Таблица 3 - Технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Параметры электрического питания: | |
|
- напряжение переменного тока, В |
220^32/380^38 |
|
- частота переменного тока, Гц |
50±1 |
|
Г абаритные размеры СИКНС, мм, не более | |
|
- высота |
3000 |
|
-ширина |
3200 |
|
- длина |
10000 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
- температура окружающей среды, °С |
от+40 до - 0 |
|
- относительная влажность, % |
от 65 до 80 |
|
- атмосферное давление, кПа |
100 |
|
Средний срок службы, лет |
10 |
|
Средняя наработка на отказ, ч |
20000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Таблица 4
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
СИКНС в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКНС |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации СИКНС |
- |
1 экз. |
|
Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой АО «Татнефтепром» на ПСП «Шешма». Методика поверки» |
НА.ГНМЦ.0111-16 МП |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0111-16 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой АО «Татнефтепром» на ПСП «Шешма». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 25.07.2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;
- влагомер товарной нефти лабораторный (регистрационный № 14556-95);
- калибратор измерительный каналов КИК-М (регистрационный № 32639-06);
- калибратор температуры ATC-R (регистрационный № 20262-02);
- калибратор давления DPI 610 (регистрационный № 16347-03);
- магазин сопротивлений Р4831 (регистрационный № 6332-77).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки СИКНС наносится на свидетельство о поверке
Сведения о методах измерений
Инструкция «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой АО «Татнефтепром» на ПСП «Шешма». МН 669-2016, утверждена ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань, 15 июля 2016г.
Нормативные документы
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
Смотрите также
