Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 68588-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 68588-17 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 68588-17: Описание типа СИ | Скачать | 84.3 КБ | |
| 68588-17: Методика поверки МП 0593-14-2017 | Скачать | 15.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с применением преобразователей расхода жидкости турбинных. Выходные электрические сигналы преобразователей расхода жидкости турбинных, 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, 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 на систему и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В составе системы применены средства измерений утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав системы
|
Наименование средства измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
|
1 |
2 |
|
Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ 50-70N с Ду 50 мм (далее - ТПР) |
15427-06 |
|
Преобразователи расхода жидкости турбинные TZN (далее - ТПР) |
46057-11 |
|
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 |
22257-01 |
|
Преобразователи измерительные 644 |
14683-00 |
|
Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 |
27129-04 |
|
Датчики температуры 644 |
39539-08 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-99 |
|
Преобразователь давления измерительный 3051 |
14061-04 |
|
Преобразователь давления измерительный 3051 TG |
14061-10 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 |
15644-01 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-01 |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 |
303-91 |
|
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ |
26803-11 |
|
Манометры для точных измерений МТИ-1246 |
1844-63 |
|
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ-М1 |
44641-10 |
|
Счетчики жидкости турбинные CRA/MRT97 |
22214-01 |
|
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (далее -ИВК) |
19240-00 |
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения объемного расхода и объема нефти по каждой измерительной линии (ИЛ) и системы в целом;
- автоматизированные измерения массы брутто нефти и вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории;
- автоматические измерения плотности, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти в блоке измерений количества и показателей качества нефти (далее - БИК);
- автоматические измерения температуры в ИЛ блока измерительных линий (БИЛ), БИК, входном и выходном коллекторе СИКН;
- автоматические измерения избыточного давления в ИЛ БИЛ, БИК, входном и выходном коллекторах СИКН;
- измерения давления и температуры с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) и поверку рабочих и резервного ТПР с применением установки трубопоршневой (далее - ТПУ);
- поверку ТПУ с применением передвижной трубопоршневой поверочной установки;
- регулирование расхода нефти через систему;
- ручное управление запорной и регулирующей арматурой;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора.
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).
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.
Уровень защиты ПО соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
И дентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО ИВК |
ПО «Rate» | |
|
Идентификационное наименование ПО |
oil tm.exe |
RateCalc |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
342.01.01 |
2.4.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
1FEEA203 |
F0737B4F |
|
Алгоритм вычисления контрольной суммы |
CRC32 |
CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, м3/ч |
от 8,75 до 112 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий |
3 (2 рабочие, 1 резервная) |
|
Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в рабочем режиме - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик |
0,2 0,4 |
|
Давление, МПа: - рабочее - минимальное - максимальное расчетное |
0,7 0,3 4,0 |
|
Режим работы системы |
непрерывный, автоматизированный |
|
Параметры измеряемой среды | |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 |
от 770 до 890 |
|
Температура нефти, °С |
от +5 до +40 |
|
Вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры, мм2/с |
от 2,715 до 4,903 |
|
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.), не более |
66,7 (500) |
|
Массовая доля серы, %, не более |
1,8 |
Окончание таблицы 4
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, °С - температура воздуха в помещении, °С - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % - атмосферное давление, кПа |
от -50 до +50 от +10 до +30 от 30 до 80 от 84,0 до 106,7 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность системы
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения |
зав. № 01 |
1 шт. |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 505. Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения. Методика поверки, с изменением № 1 |
МП 0593-14-2017 с изменением № 1 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0593-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения. Методика поверки» с изменением № 1, утвержденному ФГУП «ВНИИР» 11 мая 2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 г. № 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», с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки ТПР, входящих в состав системы, во всем диапазоне измерений;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений (СИ) с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений - «ФР.1.29.2017.26421»).
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 г. № 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
