Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО "Транснефть - Приволга"
| Номер в ГРСИ РФ: | 72102-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Транснефть - Приволга", г.Самара |
Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 72102-18 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО "Транснефть - Приволга" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 905 |
Производитель / Заявитель
АО "Транснефть - Приволга", г.Самара
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 114 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 114 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 15.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 72102-18: Описание типа СИ | Скачать | 86.6 КБ | |
| 72102-18: Методика поверки МП 0718-14-2017 | Скачать | 5.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей расхода жидкости ультразвуковых, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей расхода жидкости ультразвуковых, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из четырех рабочих, одной резервной и одной контрольно-резервной измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
- преобразователи расхода жидкости ультразвуковые DFX-ММ (далее - УЗР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее - регистрационный номер) 57471-14;
- преобразователи (датчики) давления измерительные EJ*, регистрационный номер 59868-15;
- датчики температуры Rosemount 644, регистрационный номер 63889-16;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный номер 15644-01;
- преобразователи плотности и вязкости FVM, регистрационный номер 62129-15;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный номер 14557-15;
- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, регистрационный номер 22214-01;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный номер 57762-14.
В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ТН-01 (далее - ИВК), регистрационный номер 67527-17;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений МТИ, регистрационный номер 1844-63;
- манометры показывающие для точных измерений МТИф, регистрационный номер 34911-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗР применяется двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» (далее - ТПУ), регистрационный номер 20054-00, применяемая в качестве рабочего эталона 1-го разряда.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории за установленные интервалы времени;
- автоматические измерения плотности, вязкости, содержания воды нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение КМХ рабочих УЗР с применением контрольно-резервного УЗР, применяемого в качестве контрольного;
- проведение КМХ и поверки УЗР с применением ТПУ;
- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров нефти, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах АРМ оператора. Идентификационные данные ПО ИВК указаны в таблице 1, ПО АРМ оператора не содержит метрологически значимой части.
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 ИВК
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Anal ogC onverter. app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.6 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
90389369 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SIKNCalc.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.24 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
81827767 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Sarasota.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.18 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
868ebfd5 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
PP_78xx.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.20 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c1085fd3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI1974.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.30 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
8719824e |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3233.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.28 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
287ea7e8 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3265.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.30 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
a5d0edc6 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3266.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.29 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
18f18941 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3267.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.24 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
379495dc |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3287.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.37 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d498a0f8 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3312.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.30 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
fe6d172f |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3380.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.47 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ebd763ac |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
KMH_PP.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.17 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
eff0d8b4 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
KMH_PP_AREOM.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.28 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3f55fff6 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI2816.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
5a4fc686 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3151.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.21 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c59a881c |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3272.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.50 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
936296d7 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
KMH_MPR_MPR.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
26d8c364 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3288.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.14 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
8336ab63 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3155.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.30 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c226eb11 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3189.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.21 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
47200dd9 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
KMH_PV.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
82b5bb32 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
|
Идентификационное наименование ПО |
KMH_PW.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
2765bade |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон динамических измерений массы нефти, т/ч (м3/ч) |
от 246 до 6300 (от 300 до 7000) |
|
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. |
6 (4 рабочие, 1 резервная, 1 резервно-контрольная) |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа: - минимально допустимое - рабочее - максимально допустимое |
0,1 от 0,2 до 4,5 5,5 |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от +1,0 до +40,0 |
|
Плотность измеряемой среды, кг/м3: - при минимальной в течение года температуре измеряемой среды - при максимальной в течение года температуре измеряемой среды |
от 870,0 до 900,0 от 820,0 до 880,0 |
|
Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
от 5,0 до 130,0 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
6,0 |
|
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
100,0 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
1,8 |
|
,.____ . . . . ...... . . -1 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн (ppm), не более |
100,0 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±22 однофазное 380 трехфазное 50±1 |
|
Режим управления: - запорной арматурой БИЛ - регуляторами расхода |
автоматизированный автоматический |
|
Температура воздуха внутри помещения БИК, °С |
от +5 до +28 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность системы
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга», заводской № 905 |
1 шт. | |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки |
МП 0718-14-2017 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0718-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на
915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 22 декабря 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки УЗР, входящих в состав системы, во всем диапазоне измерений.
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 ГКС-009-2017 «Инструкция. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/211014-17).
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
Смотрите также
