Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-10 ЦПНГ-3
| Номер в ГРСИ РФ: | 71729-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Самаранефтегаз", г. Самара |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-10 ЦПНГ-3 (далее - СИКНС) предназначена для измерений массового расхода и массы сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 71729-18 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-10 ЦПНГ-3 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 10 |
Производитель / Заявитель
АО "Самаранефтегаз", г.Самара
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 3 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 71729-18: Описание типа СИ | Скачать | 80.6 КБ | |
| 71729-18: Методика поверки МП 1412/5-311229-2017 | Скачать | 5.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-10 ЦПНГ-3 (далее - СИКНС) предназначена для измерений массового расхода и массы сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры и влагосодержания.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
СИКНС состоит из:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ) DN 80, 1 рабочая и 1 контрольно-резервная измерительные линии (далее - ИЛ);
- блок измерений параметров качества нефти сырой (далее - БИК);
- СОИ.
Каждая ИЛ СИКНС включает в свой состав расходомер-счетчик массовый OPTIMASS x400 (регистрационный номер 53804-13), состоящий из первичного преобразователя серии OPTIMASS-6000 и конвертера сигналов MFC 400 (далее - расходомер-счетчик массовый); датчик давления Метран-55 (регистрационный номер 18375-08), термопреобразователь сопротивления взрывобезопасный с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 9418 (регистрационный номер 17627-98).
БИК включает в свой состав влагомер нефти сырой ВСН-2 (регистрационный номер 24604-12), модификация ВСН-2-50-100; датчик давления Метран-55 (регистрационный номер 18375-08); термопреобразователь сопротивления взрывобезопасный с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 9418 (регистрационный номер 17627-98); расходомер жидкости турбинный типа PTF (регистрационный номер 11735-00), исполнение PTF-50.
СОИ включает в свой состав комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (регистрационный номер 43239-15) (далее - ИВК).
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы сырой нефти, проходящей через БИЛ, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и влагосодержания нефти;
- местное измерение давления и температуры сырой нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти, используя результаты измерений в лаборатории массовой доли механических примесей, результаты измерений в лаборатории массовой концентрации хлористых солей, а также вычисленное по результатам измерений объемной доли воды значение массовой доли воды;
- автоматизированный контроль метрологических характеристик рабочего расходомера-счетчика массового с помощью контрольного расходомера-счетчика массового;
- автоматизированный контроль метрологических характеристик и поверка расходомеров-счетчиков массовых с помощью передвижной поверочной установки;
- защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;
- автоматический и ручной отбор пробы в БИК;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защиту системной информации от несанкционированного доступа;
- индикация, регистрация, хранение и передача в системы верхнего уровня текущих, средних и интегральных значений измеряемых и вычисляемых параметров;
- контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;
- формирование и хранение отчетов об измеренных и вычисленных параметрах;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС реализовано на базе ИВК и «Rate АРМ оператора УУН». ПО СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа. ПО СИКНС разделено на ПО нижнего и верхнего уровней.
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров системой разграничения уровней доступа паролями.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Formula.o |
Rate АРМ оператора УУН |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.10 |
2.3.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
24821СЕ6 |
F0737B4F |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
CRC32 |
CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
сырая нефть |
|
Диапазоны входных параметров измеряемой среды: | |
|
- массы сырой нефти за час, т |
от 4 до 117,0 |
|
- избыточного давления, МПа |
от 0,4 до 2,5 |
|
- температуры, °С |
от +5 до +35 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером поточным, %, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти: | |
|
- от 0 до 10 % включ. |
±1,3 |
|
- св. 10 до 20 % включ. |
±1,5 |
|
- св. 20 до 50 % включ. |
±2,4 |
|
- св. 50 до 70 % включ. |
±5,0 |
Продолжение таблицы 2
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объёмной доли воды в лаборатории, %, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти: - от 0,03 до 10,00 % включ. |
±3,0 |
|
- св. 10 до 20 % включ. |
±3,5 |
|
- св. 20 до 50 % включ. |
±37,3 |
|
- св. 50 до 70 % включ. |
±69,6 |
|
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), мА |
±0,015 |
|
Пределы допускаемой основной относительной погрешности подсчета количества импульсов, % |
±0,005 |
|
Физико-химические свойства измеряемой среды: - плотность обезвоженной дегазированной сырой нефти, приведенная к +20 °С, кг/м3 |
от 840,0 до 867,3 |
|
- кинематическая вязкость, мм2/с, не более |
15 |
|
- объемная доля воды в сырой нефти, %, не более |
70 |
|
- массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной сырой нефти, мг/дм3, не более |
10000 |
|
- массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной сырой нефти, %, не более |
0,05 |
|
- объемная доля растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях, м3/м3, не более - плотность растворенного газа в сырой нефти, при стандартных условиях, кг/м3 |
12 от 1,0 до 1,3 |
|
- свободный газ |
не допускается |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Параметры электропитания: а) напряжение, В: - силовое оборудование - технические средства СОИ б) частота, Гц |
380+37 220+32 50±1 |
|
Потребляемая мощность, В^А, не более |
400 |
|
Габаритные размеры площадки СИКНС, мм, не более: - длина - ширина - высота |
7000 3000 2300 |
|
Условия эксплуатации СИКНС: а) температура окружающей среды, °С: - в месте установки ИЛ - в месте установки БИК, СОИ б) относительная влажность, % в) атмосферное давление, кПа |
от -40 до +40 от +15 до +35 от 30 до 80, без конденсации от 84,0 до 106,7 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, установленную на СИКНС методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность СИКНС
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-10 ЦПНГ-3, заводской № 10 |
- |
1 шт. |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-10 ЦПНГ-3. Паспорт |
- |
1 экз. |
|
Технологическая инструкция АО «Самаранефтегаз». Эксплуатация системы измерения количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 10 цеха подготовки нефти и газа № 3 |
П1-01.05 ТИ-022 ЮЛ-035 |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-10 ЦПНГ-3. Методика поверки |
МП 1412/5-311229-2017 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1412/5-311229-2017 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-10 ЦПНГ-3. Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 14 декабря 2017 г.
Основные средства поверки:
- средства измерений в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКНС;
- калибратор многофункциональный MC5-R-IS, диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА), диапазон воспроизведения последовательности импульсов 0...9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 12 В, погрешность ±(0,2 В + 5 % от установленного значения).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
«Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти сырой. Методика измерений массы нефти системой измерений количества и параметров нефти сырой прямым методом динамических измерений на оперативном узле учета нефти УПСВ-10 АО «Самаранефтегаз»», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 16-05889-010-98-RA.RU.311959-2017.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 года «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
