Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС "Рассветская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 71014-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Рассветская» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти сырой.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 71014-18 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС "Рассветская" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 596/2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Видное
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 10 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 10 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 71014-18: Описание типа СИ | Скачать | 73.1 КБ | |
| 71014-18: Методика поверки МП 0683-9-2017 | Скачать | 470.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Рассветская» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти сырой.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти сырой с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, массовой доли растворенного газа. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений параметров нефти сырой, системы обработки информации, узла подключения передвижной поверочной установки и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF400 (далее - СРМ), рег. №№ 45115-10, 45115-16;
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (далее - ВП), рег. № 24604-12;
- преобразователи давления AUTROL мод. АРТ3100, АРТ3200, рег. №№ 37667-08, 37667-13;
- преобразователи температуры Метран-286, рег. № 23410-13;
- преобразователь расхода турбинный NuFlo, рег. № 39188-08.
В систему обработки информации системы входят:
- комплексы измерительно-вычислительные ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L), рег. №№ 43239-09, 43239-15;
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора на базе программного обеспечения «Rate оператора УУН».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры МП, рег. № 59554-14;
- термометры биметаллические показывающие, рег. №№46078-16, 46078-11.
Программное обеспечение
Система имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в комплексе измерительно-вычислительном ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) и АРМ оператора ПО «Rate оператора УУН», сведения о которых приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «высокий» 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 | |
|
ПО «Rate оператора УУН» (основное и резервное) |
ПО комплекса измерительновычислительные ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) (основной и резервный) | |
|
Идентиф икационное наименование ПО |
Rate оператора УУН |
Formula.0 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3.1.1 |
6.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B6D270DB |
DFA87DAC |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 55 до 236 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой, %: -при определении массовой доли воды с применением влагомера ВСН-02: | |
|
- при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % включ. - при содержании объемной доли воды св. 20 до 50 % включ. |
±1,5 |
|
- при содержании объемной доли воды св. 50 до 70 % включ. |
±2,5 |
|
- при содержании объемной доли воды св. 70 до 85 % включ. |
±5,0 |
|
- при содержании объемной доли воды св. 85 до 90 % включ. |
±15,0 |
|
- при содержании объемной доли воды св. 90 до 95 % включ. |
±23,0 |
|
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти свыше 95 % |
±45,0 |
|
пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой не нормируются; -при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории, %: | |
|
- при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % включ. - при содержании объемной доли воды св. 20 до 50 % включ. - при содержании объемной доли воды св. 50 до 70 % включ. |
±1,5 |
|
- при содержании объемной доли воды св. 70 до 85 % включ. |
±5,5 |
|
- при содержании объемной доли воды св. 85 до 90 % включ. |
±12,0 |
|
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти свыше 90 % |
±29,0 |
|
пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой не нормируются. |
±46,0 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
2 (1 рабочая, | |
|
Количество измерительных линий, шт. |
1 контрольно- |
|
резервная) | |
|
Избыточное давление нефти, МПа | |
|
- рабочее |
2,8 |
|
- минимально допустимое |
1,5 |
|
- максимальное: | |
|
-на входе системы |
4,0 |
|
- после насосов блока измерений параметров нефти сырой |
4,4 |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон температуры сырой нефти, оС |
от +5 до +35 |
|
Вязкость кинематическая измеряемой среды при 20 оС , мм2/с (сСт) |
16,77 |
|
Диапазон плотности при рабочих условиях, кг/м3 |
от 1096,65 до 1113,32 |
|
Плотность обезвоженной дегазированной нефти в стандартны условиях, кг/м3 |
863,9 |
|
Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3 |
от 1100 до 1177 |
|
Давление насыщенных паров при максимальной температуре, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Диапазон объемной доли воды, % |
от 10 до 99 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
300 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,002 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Содержание растворенного газа, м3/т |
4,5186 |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц |
380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
10 |
|
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, где установлено оборудование оС: - в блоке измерений параметров нефти сырой - в помещении системы обработки информации Относительная влажность воздуха, % Атмосферное давление, кПа |
от +5 до +35 от +10 до +35 от 30 до 80 от 84 до 106 |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Рассветская» |
заводской № 596/2014 |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Рассветская» |
- |
1 |
|
Инструкция. Г осударственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Рассветская». Методика поверки |
МП 0683-9-2017 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0683-9-2017 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Рассветская». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 03 ноября 2017 г.
Основные средства поверки:
- поверочные установки и эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру. При определении их метрологических характеристик соотношение основных погрешностей по проверяемому параметру поверяемого расходомера не должно превышать 1:3 по ГОСТ 8.510-2002;
- установка передвижная поверочная на базе счетчиков-расходомеров массовых серии ELITE® ПУМА по ГОСТ 8.510-2002.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Рассветская» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/19009-14 от 17.10.2014).
Нормативные документы
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
Смотрите также
