Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН №400 ПСП "Волгоградский" Волгоградское РНУ. Основная схема учета"
| Номер в ГРСИ РФ: | 67007-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть-Верхняя Волга", г.Великие Луки |
Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 400 ПСП «Волгоградский» Волгоградское РНУ. Основная схема учёта» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти, при проведении учетных операций.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67007-17 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН №400 ПСП "Волгоградский" Волгоградское РНУ. Основная схема учета" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 6 |
Производитель / Заявитель
Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть-Верхняя Волга", г.Великие Луки
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 15 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 15 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 67007-17: Описание типа СИ | Скачать | 84.8 КБ | |
| 67007-17: Методика поверки МП 0493-14-2016 | Скачать | 6.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 400 ПСП «Волгоградский» Волгоградское РНУ. Основная схема учёта» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением преобразователей расхода, плотности нефти с применением преобразователя плотности или в лаборатории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразователей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет комплекс измерительно-вычислительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет программное обеспечение системы как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объёмной доли воды с помощью влагомера нефти поточного.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
В систему входят следующие средства измерений (СИ):
- преобразователи расхода турбинные HTM10 (далее - ТПР), регистрационный номер в едином реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный) № 56812-14;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), регистрационный № 15644-01 и регистрационный № 52638-13;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные мод. 7829, регистрационный № 15642-06;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-15;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный № 57762-14;
- датчики температуры TMT142R, регистрационный № 63821-16;
- преобразователи давления измерительные АИР-20/М2, регистрационный № 63044-16;
- датчики давления Метран-150, регистрационный № 32854-13;
- термопреобразователь универсальный ТПУ 0304, регистрационный № 50519-12;
- газоанализаторы СГОЭС, регистрационный № 32808-11.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный (ИВК) ИМЦ-07, регистрационный № 53852-13;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с программным обеспечением разработанным АО «Транснефть - Метрология».
В состав системы входят показывающие СИ:
- манометры МТИ, регистрационный № 1844-63;
- манометры показывающие МП, регистрационный № 59554-14;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в испытательной лаборатории;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти, соответственно;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и контрольно-резервного ТПР с применением двунаправленной трубопоршневой поверочной установки для жидкостей фирмы «Daniel» Ду от 8" до 42";
- проведение КМХ рабочих ТПР по контрольно-резервному ТПР, применяемому в качестве контрольного ТПР;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства СИ 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».
Установка пломб на систему и нанесение знака поверки на систему не предусмотрены. Заводской номер системы нанесен на боковую стенку блока измерений показателей качества нефти системы.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (ИВК ИМЦ-07 и АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций системы. Наименование ПО и идентификационные данные о ПО указаны в таблице 1. Метрологические характеристики системы указаны с учетом влияния ПО.
Уровень защиты ПО системы 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» соответствует «среднему» уровню защиты.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентиф икационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО АРМ оператора |
ПО ИМЦ-07 | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll, Check_Library.dll, MI3532_2015_KMH.dll, MI3287_2010_PRV.dll, MI3380_2012_PRV.dll, MIPRKPR KMH.dll |
EMC07.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
1.3.4.7897 1.1.1.1 1.4.2.1, 1.2.2.3, 1.5.1.0 1.2.1.1 |
РХ.7000.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d1340b0f02928c2b 5b c66dc3 da5e6103, 8af80753310f794735eceb9cecf859b2, c93ac1c98490c5bf480b081972a3b05b, de3d0289d1804790150ab017725e888f, 4c1cddca25862e43ba618f0420fabe2e, 695ce81a9bc3 7b0964cdd49eb 55c3d33 |
7A70F3CC |
|
Алгоритм вычисления |
MD5 |
CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Диапазон измерений расхода, м3/ч (т/ч) |
от 479 до 2165 (от 400 до 1842) |
|
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
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3(две рабочие и одна контрольно-резервная) |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Давление измеряемой среды, МПа: - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимое |
от 0,20 до 0,75 0,187 0,95 |
|
Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в режиме измерений - в режиме поверки |
0,2 0,4 |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от +3,0 до +40,0 |
|
Плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3: - при минимальной в течение года температуре нефти - при максимальной в течение года температуре нефти |
от 851,3 до 870,0 от 820,0 до 839,7 |
|
Вязкость кинематическая измеряемой среды, мм2/с (сСт) |
от 3,0 до 40,0 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
900 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти, кПа, не более |
66,7 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
6,0 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
0,6 |
|
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
100 |
|
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более |
100 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Режим управления запорной арматурой |
автоматизированный и ручной |
|
Параметры электрического питания: | |
|
- напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38, трехфазное, 220±22, однофазное 50 ±1 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
- климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 - температура наружного воздуха, °С - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С, - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % - атмосферное давление, кПа |
У1 от -37 до +43 от +5 до +35 от 30 до 80 от 84,0 до 106,7 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность системы
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система, заводской № 6 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 400 ПСП «Волгоградский» Волгоградское РНУ. Основная схема учёта», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2017.26298.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Рос-стандарт) от 07.02.2018 № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
Смотрите также
