Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО "НК "Янгпур"
| Номер в ГРСИ РФ: | 71372-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО «НК «Янгпур» (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 71372-18 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО "НК "Янгпур" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 210/2008 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Видное
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 9 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 9 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 71372-18: Описание типа СИ | Скачать | 101.4 КБ | |
| 71372-18: Методика поверки МП 0679-14-2017 | Скачать | 4.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО «НК «Янгпур» (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти за отчетный интервал времени (измерение и регистрация массы нефти с нарастающим итогом).
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти.
При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти измеряют при помощи счетчика-расходомера массового и результат измерений массы брутто получают непосредственно.
Массу нетто нефти измеряют как разность массы брутто нефти и общей массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами её компонентов.
В состав системы входят:
- блок измерительных линий;
- блок измерений показателей качества нефти, предназначенный для измерений температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объёмной доли воды в нефти;
- пробозаборное устройство щелевого типа с лубрикатором;
- установка поверочная трубопоршневая, предназначенная для поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых;
- система обработки информации.
В системе применены следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые типа Micro Motion моделей DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, Т, CNG 050, H, LF модификации CMF300 (далее - СРМ), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный номер) 13425-01, 13425-06;
- датчики температуры типа 644, 3144Р модификации 644, регистрационный № 39539-08;
- преобразователи давления измерительные типа 3051, регистрационный № 14061-04, 14061-10;
- преобразователи давления типа AUTROL мод. АРТ3100, АРТ3200 модификации АРТ 3100, регистрационный № 37667-08;
- преобразователь плотности жидкости измерительный типа 7835, 7845, 7846, 7847, модификации 7835, регистрационный № 15644-06;
- влагомеры нефти поточные типа УДВН-1пм, регистрационный № 14557-05, 14557-10;
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный типа 7825, 7826, 7827, 7828, 7829 модификации 7829, регистрационный № 15642-06;
- установка трубопоршневая типа «Сапфир МН» модификации «Сапфир МН»-100 (далее - ТПУ), регистрационный № 41976-09;
- комплекс измерительно-вычислительный типа «ИМЦ-03», регистрационный № 19240-05;
- термопреобразователи сопротивления платиновые типа 65, регистрационный № 22257-01, 22257-05, 22257-11;
- преобразователи измерительные к датчикам температуры типа 144, 244, 444, регистрационный № 14684-00;
- преобразователи измерительные типа 144Н, 244Е, 444, регистрационный № 14684-06.
В состав системы также входят показывающие средства измерений плотности, расхода, давления и температуры утверждённых типов.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, массовой доли воды в нефти;
- автоматизированное измерение массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды и плотности;
- автоматизированное измерение температуры, давления, плотности, кинематической вязкости, объемной доли воды в нефти;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- поверка и контроль метрологических характеристик СРМ с применением ТПУ;
- контроль метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольному СРМ;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора.
И дентификационные данные ПО АРМ оператора приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Rate АРМ оператора УУН |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
B6D270DB |
ПО АРМ оператора системы обеспечивает реализацию функций системы. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется установкой логинов и паролей.
Уровень защиты ПО системы «средний» 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, в том числе показатели точности, приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 - Основные метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон динамических измерений массы нефти, т/ч |
от 20 до 88 |
|
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 |
|
Количество измерительных линий, шт. |
2 (одна рабочая, одна контрольно-резервная) |
|
Избыточное давление нефти в системе, МПа |
от 0,3 до 4,0 |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Температура нефти, °С |
от +5 до +35 |
|
Плотность нефти в течение года, кг/м3 |
от 750 до 880 |
|
Вязкость кинематическая нефти при рабочей температуре, мм2/с (сСт), не более |
25 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы системы |
периодический |
|
Температура воздуха внутри помещений, °С: - блок-бокс - операторная |
от +5 до +35 от +18 до +24 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока трехфазное, В - напряжение переменного тока однофазное, В - частота переменного тока, Гц |
380±38 220±22 50±1 |
|
Средний срок службы, год, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО «НК «Янгпур», заводской № 210/2008 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО «НК «Янгпур» |
- |
1 экз. |
|
ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО «НК «Янгпур» Методика поверки |
МП 0679-14-2017 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0679-14-2017 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО «НК «Янгпур». Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИР» 30.11.2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002, максимальный расход нефти 100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,05 %;
- 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 с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 569а ОАО «НК «Янгпур», аттестована ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.0257-2013/156014-2017 от 30.10.2017 г.
Нормативные документы
Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15.03.2016 г. № 179 «Перечень измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений».
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
Смотрите также
