Система измерений количества и показателей качества нефти № 263 на ПСП "Киенгоп" ОАО "Удмуртнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66808-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | СП ЗАО "ИТОМ", г.Ижевск |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 263 на ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть» (далее - система) предназначена для определения количества и показателей качества нефти при приемо-сдаточных операциях между ОАО «Удмуртнефть» и АО «Транснефть-Прикамье».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66808-17 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 263 на ПСП "Киенгоп" ОАО "Удмуртнефть" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "Итом-Прогресс", г.Ижевск
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 66808-17: Описание типа СИ | Скачать | 82.8 КБ | |
| 66808-17: Методика поверки МП 0524-9-2016 | Скачать | 640.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 263 на ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть» (далее - система) предназначена для определения количества и показателей качества нефти при приемо-сдаточных операциях между ОАО «Удмуртнефть» и АО «Транснефть-Прикамье».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с применением преобразователей объемного расхода при проведении товарно-коммерческих операций (далее - ТКО) по блоку измерительных линий (далее - БИЛ) №1 и прямого метода динамических измерений массы нефти с применением преобразователей массового расхода при проведении ТКО по БИЛ №2.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, скомплектованный из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из БИЛ № 1 в составе двух резервных измерительных линий (далее -ИЛ) и одной резервно-контрольной ИЛ и БИЛ № 2 в составе двух рабочих ИЛ, в которые входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 16128-97;
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели DS600, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 13425-06;
- преобразователи плотности измерительные 7835 (далее - ПП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15644-96;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14557-05, 14557-10;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14061-99, 14061-04;
- преобразователь плотности и вязкости измерительные 7827, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15642-96 в комплекте с устройством измерения параметров жидкости и газа модели 7951, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15645-96;
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15642-06;
- преобразователи измерительные 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14683-04, 14683-09;
- датчики температуры 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 39539-08;
- счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26776-04, 26776-08;
- прибор УОСГ-100 СКП, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 16776-03.
В систему обработки информации системы входят:
- контроллер измерительный FloBoss S600, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14661-08;
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-06, 26803-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
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. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
У ровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «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) |
Значение | ||
|
Контроллер измерительный FloBoss S600 (основной) |
Контроллер измерительный FloBoss S600 (резервный) |
АРМ оператора | |
|
Идентиф икационное наименование ПО |
kgmain200410 |
kgrezerv200410 |
CROPOS |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
113 |
114 |
1.0.0.8 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1b89 |
3504 |
78EAA947 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Диапазон измерений объемного расхода нефти через СИКН по БИЛ №1, м3/ч |
От 203 до 1166 |
|
Диапазон измерений массового расхода нефти через СИКН по БИЛ №2, т/ч |
От 150 до 1000 |
|
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 системы
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
Нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Диапазон плотности нефти при рабочих условиях, кг/м3 |
От 858 до 886 |
|
Диапазон вязкости при рабочих условиях, сСт |
От 8 до 45 |
|
Давление, МПа - рабочее -минимальное - максимальное |
0,5 0,24 1,0 |
|
Диапазон температуры, °С |
От +15 до +45 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
1,0 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
900 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.) |
66,7 (500) |
|
Содержание свободного газа |
Не допускается |
|
Режим работы СИКН |
Непрерывный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±10/ 220±10 50/60 |
|
Потребляемая мощность, В •А, не более |
30000 |
|
Условия эксплуатации - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от -50 до +50 до 100 при +25°C 100±5 |
|
Полный срок службы, лет |
20 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 263 на ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть» |
заводской № 01 |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 263 |
- |
1 |
|
Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества нефти № 263 на ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть». Методика поверки |
МП 0524-9-2016 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0524-9-2016 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества нефти № 263 на ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 23 декабря 2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон единицы объемного расхода жидкости 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002 в диапазоне измерений расхода рабочей жидкости от 50 до 500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности участка ±0,1%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 263 на ПСП «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/17709-16 от 20.12.2016).
Нормативные документы
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
Смотрите также
