Система измерений количества и показателей качества нефти № 248
| Номер в ГРСИ РФ: | 66803-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 248 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66803-17 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 248 |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 169 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 8 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 66803-17: Описание типа СИ | Скачать | 82.4 КБ | |
| 66803-17: Методика поверки МП 0401-14-2016 | Скачать | 1.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 248 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительновычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока технологического, включающего в себя узел фильтров, узел измерительных линий, узел измерений показателей качества нефти, блока трубопоршневой поверочной установки (БТПУ), блока аппаратурного, включающего в себя систему сбора, обработки информации и управления, и системы дренажа нефти. 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 и одной контрольно-резервной измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF 400 с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее - регистрационный номер) 45115-10;
- термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, регистрационный номер 53211-13, в комплекте с преобразователями измерительными Rosemount 644, регистрационный номер 56381-14;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный номер 14061-10;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный номер 52638-13;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), регистрационный номер 14557-10;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный номер 48218-11.
В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИВК), регистрационный номер 53852-13;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы с прикладным программным обеспечением «Форвард».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, регистрационный номер 26803-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик СРМ применяется установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB (далее - ТПУ), регистрационный номер 44252-10, применяемая в качестве рабочего эталона 2-го разряда.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массового расхода и массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти по каждой измерительной линии и системе в целом;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП, за установленные интервалы времени по каждой измерительной линии и системе в целом;
- автоматические измерения плотности и объемной доли воды в нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик рабочих СРМ с применением контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного;
- проведение контроля метрологических характеристик и поверки СРМ с применением ТПУ;
- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах АРМ оператора системы с ПО «Форвард». Идентификационные данные ПО системы указаны в таблице 1.
Таблица 1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
|
ПО АРМ оператора |
ПО ИВК | |||
|
Идентификационное наименование ПО |
ArmA.dll |
ArmMX.dll |
ArmF.dll |
EMC07.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
4.0.0.1 |
4.0.0.1 |
4.0.0.1 |
РХ.7000.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
8B71AF71 |
30747EDB |
F8F39210 |
7A70F3CC |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации и защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе ИВК и АРМ оператора системы структуры 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 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) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
ПО системы имеет «высокий» уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
Метрологические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблице 2.
Таблица 2
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Диапазон измерений расхода измеряемой среды, м3/ч (т/ч) |
от 74 (62,53) до 450 (380,25) |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа: - минимально допустимое - максимально допустимое - расчетное |
4,9 5,5 6,3 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении 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 +10 до +40 |
|
Плотность измеряемой среды, кг/м3: - при рабочих условиях - приведенная к стандартным условиям (избыточное давление 0 МПа и температура 20 °С) |
от 845 до 860 от 830 до 850 |
|
Вязкость кинематическая измеряемой среды, мм2/с (сСт), не более |
7,55 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 3.
Таблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (две рабочие, одна контрольно-резервная) |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220, 380 50 |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, °С - температура воздуха в помещении блочно-модульного здания блока технологического, °С, не ниже - температура воздуха в блок-боксе БТПУ, °С, не ниже - температура воздуха в помещении блока аппаратурного, °С |
от -43 до +42 +15 от +18 до +25 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.
Таблица 4
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 248, заводской № 169 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 248. Методика поверки |
МП 0401-14-2016 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0401-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 248. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 19 декабря 2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 или 2 разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» или ГОСТ 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости»;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в инструкции 0727.01.00.000 ИС. МИ «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти на Царичанском месторождении ЗАО «Газпром нефть Оренбург» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/91014-15, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.21108).
Нормативные документы
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
Смотрите также
