Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО "Транснефть - Приволга"
| Номер в ГРСИ РФ: | 67144-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Транснефть - Приволга", г.Самара |
Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67144-17 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО "Транснефть - Приволга" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 724 |
Производитель / Заявитель
АО "Транснефть - Приволга", г.Самара
Поверка
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 67144-17: Описание типа СИ | Скачать | 95.2 КБ | |
| 67144-17: Методика поверки МП 0505-14-2016 | Скачать | 938.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков ультразвуковых. Выходные электрические сигналы счетчиков ультразвуковых, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного 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 измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы 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 четырех рабочих и двух резервных измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- счетчики ультразвуковые ALTOSONIC-5 (далее - УЗР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее -регистрационный номер) 18656-00;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный номер 22257-01, в комплекте с преобразователями измерительными 244 к датчикам температуры, регистрационный номер 14684-00, и преобразователями измерительными 3144 к датчикам температуры, регистрационный номер 14683-00;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный номер 14061-99;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный номер 15644-01;
- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, регистрационный номер 22214-01.
В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (далее - ИВК), регистрационный номер 19240-00;
- автоматизированное рабочие место (АРМ) оператора системы с прикладным программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МТИ, регистрационный номер 1844-63;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗР применяется двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» (далее - ТПУ), регистрационный номер 20054-00, применяется в качестве рабочего эталона 1 разряда.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности;
- автоматизированные вычисление 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 за установленные интервалы времени;
- автоматические измерение плотности нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение КМХ и поверки УЗР с применением ТПУ;
- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров нефти, 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 разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. ПО системы реализовано в ИВК и компьютере АРМ оператора системы с ПО «Rate АРМ оператора УУН». Идентификационные данные ПО системы указаны в таблице 1.
Таблица 1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО АРМ оператора |
ПО ИВК | |
|
Идентификационное наименование ПО |
UUN 915 6.exe |
OIL TM.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3.1.1 |
342.03.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B6D270DB |
EAF7B469 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
CRC32 |
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 |
от 700 до 6400 |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа: - минимально допустимое - рабочее - максимально допустимое |
0,3 от 1,0 до 4,1 5,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
|
Суммарные потери давления на системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в рабочем режиме, не более - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик, не более |
0,2 0,4 |
|
Параметры измеряемой среды | |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от +8,0 до +32,0 |
|
Плотность измеряемой среды, кг/м3: - при минимальной в течение года температуре измеряемой среды - при максимальной в течение года температуре измеряемой среды |
от 875,0 до 890,0 от 850,0 до 877,0 |
|
Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
от 18,0 до 60,0 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
от 25 до 100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,0147 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
6,0 |
|
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
100,0 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
1,8 |
|
,.____ . . . . _____ . . -1 Массовая доля метил- и этил-меркаптанов в сумме, млн (ppm), не более |
100,0 |
|
Давление насыщенных паров при максимальной температуре рабочей среды, кПа (мм рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 3.
Таблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Количество измерительных линий, шт. |
6 (четыре рабочих, две резервных) |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±22 однофазное; 380 трехфазное 50 |
|
Режим управления: - запорной арматурой БИЛ - регуляторами расхода |
автоматизированный автоматический |
|
Класс взрывоопасной зоны по Правилам устройства электроустановок (ПУЭ)/ГОСТ 30852.9-2002 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон»: - БИК - площадка БИЛ |
В-1а/класс 2 В-1г/класс 2 |
|
Категория по взрывопожарной и пожарной опасности по СП 12.13130.2009 «Определение категории помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности»: - БИК - площадка БИЛ - электрощитовая |
А Ан Д |
|
Категория взрывоопасной смеси по ГОСТ 30852.11-2002 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам»: - нефть |
IIA |
|
Категория электроснабжения по ПУЭ |
1 |
|
Температура воздуха внутри помещений, °С: - БИК |
от +5 до +28 |
|
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды: - БИК, БИЛ |
У1 |
|
Исполнение оборудования по сейсмостойкости, баллы по шкале MSK-64 |
до 6 |
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 «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга», заводской № 724 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки |
МП 0505-14-2016 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0505-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 23 декабря 2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки на систему.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в инструкции «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 104-01.00152-2013-2016).
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
