Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 68668-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти при учетных операциях АО «Сузун».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 68668-17 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 652 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Видное
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 8 |
| Найдено поверителей | 4 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 68668-17: Описание типа СИ | Скачать | 85.5 КБ | |
| 68668-17: Методика поверки МП 0573-14-2017 | Скачать | 541.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти при учетных операциях АО «Сузун».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с применением преобразователей объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные сигналы преобразователей 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 и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, входного и выходного коллекторов, блока поверочной установки, системы дренажа и системы обработки информации.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами ее компонентов.
Система состоит из измерительных каналов объема, плотности, вязкости, температуры, давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти в блоке измерений показателей качества нефти.
В состав системы входят средства измерений утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав системы
|
Наименование средства измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
|
Преобразователи расхода жидкости HTM модели HTM06 (далее - ТПР) |
56812-14 |
|
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 |
53211-13 |
|
Преобразователи измерительные Rosemount 644 |
56381-14 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-10 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 |
52638-13 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВН) |
14557-10 |
|
Ротаметр Н 250 |
48092-11 |
|
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИВК) |
53852-13 |
|
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ |
26803-11 |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение объемного расхода и вычисление массы брутто нефти за установленные интервалы времени;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей в испытательной лаборатории, массовой доли воды, определенной в испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды ВН;
- автоматическое измерение разности давления нефти на фильтрах, избыточного давления, температуры и плотности нефти, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти через блок измерений показателей качества нефти;
- измерение температуры и давления нефти с применением показывающих средств измерений;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР с применением установки поверочной СР;
- проведение КМХ рабочих ТПР по контрольно-резервному ТПР, применяемому в качестве контрольного;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматизированное и/или ручное управление регулирующей и запорной арматурой;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- местный контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результаты измерений, поверки, КМХ;
- сбор продуктов дренажа из оборудования и трубопроводов;
- отображение, регистрацию и архивирования результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты 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».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированного рабочего места оператора. Идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
|
ПО «Форвард» |
ПО ИВК | |||
|
Идентиф икационное 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 |
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) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
Уровень защиты ПО высокий в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода нефти через систему, м3/ч |
от 220 до 860 |
|
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, шт. |
3 (2 рабочие, 1 контрольно-резервная) |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Параметры измеряемой среды: | |
|
Измеряемая среда |
нефть, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Давление нефти, МПа - расчетное - минимальное рабочее - максимальное рабочее |
4,0 1,3 3,4 |
|
Диапазон температуры нефти, °С |
от 25 до 55 |
|
Диапазон плотности нефти в рабочем диапазоне температур °С, кг/м3 |
от 797 до 830 |
|
Диапазон кинематической вязкости нефти в рабочем диапазоне температуры, сСт |
от 3 до 7,3 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±22;380±38 50±1 |
Окончание таблицы 4
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, °С - температура воздуха в блоке технологическом, °С, не ниже |
от -56 до +33,3 от +8 до +34 (+18 во время присутствия обслуживающего персонала) |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения |
зав. № 652 |
1 шт. |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения. Методика поверки |
МП 0573-14-2017 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0573-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 23.06.2017 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная СР, применяемая в качестве рабочего эталона 1-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости», с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 794 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности +0,05 %, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 27778-15;
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
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 документе 0738.01.00.000 ИС.МИ «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/70014-17 от 13.06.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
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
Смотрите также
