Система измерений количества и показателей качества нефти № 1510 ПСП "Юрубчен" АО "Востсибнефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 72971-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО НПП "Томская электронная компания" (ТЭК), г.Томск |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1510 ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто товарной нефти (нефти).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 72971-18 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1510 ПСП "Юрубчен" АО "Востсибнефтегаз" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 16001 |
Производитель / Заявитель
ООО НПП "Томская электронная компания", г.Томск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 8 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 72971-18: Описание типа СИ | Скачать | 83.9 КБ | |
| 72971-18: Методика поверки МП 338-18 | Скачать | 720.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1510 ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия СИКН заключается в следующем: измерительные преобразователи выполняют измерение расхода, давления, температуры, плотности, вязкости и объемной доли воды в нефти и их преобразование в унифицированные электрические сигналы. Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (ИВК) выполняют измерение выходных сигналов средств измерений, их преобразование в значения параметров и показателей качества нефти, вычисление массы брутто нефти и передачу результатов измерений и вычислений на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.
Масса нетто нефти вычисляется как разность массы брутто нефти и массы балласта. Масса балласта вычисляется как общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти, определяемых по результатам лабораторных исследований пробы нефти.
В состав СИКН входят:
- блок измерительных линий (БИЛ);
- блок измерений показателей качества нефти (БИК);
- блок поверочной установки (БПУ);
- система обработки информации (СОИ).
Блок измерительных линий представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую три измерительные линии (ИЛ) (две рабочие и одна контрольнорезервная), оснащенные средствами измерений массового расхода, давления и температуры нефти, фильтрами, запорной и регулирующей арматурой.
Блок измерений показателей качества нефти представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую линию контроля качества, оснащенную средствами измерений плотности, вязкости, объемной доли воды, расхода, температуры и давления нефти, циркуляционными насосами, автоматическими пробоотборниками, запорной и регулирующей арматурой.
Блок поверочной установки включает в себя установку поверочную трубопоршневую двунаправленную OGSB (ТПУ), представляющую собой калиброванный участок трубопровода в комплекте с шаровым поршнем, оснащенный детекторами прохода поршня, средствами измерений температуры и давления нефти.
Система обработки информации включает в себя ИВК и АРМ оператора на базе персонального компьютера с установленным программным обеспечением (ПО) «АРМ оператора «Визард».
В состав СИКН входят следующие основные средства измерений:
- расходомеры массовые Promass, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный №) 15201-11;
- преобразователи давления измерительные Cerabar M, регистрационный № 41560-09;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR, регистрационный
№ 49519-12;
- преобразователи измерительные серии iTEMP TMT, регистрационный № 57947-14;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный № 48218-11;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный № 57762-14;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, регистрационный № 52638-13;
- преобразователь плотности и расхода CDM, регистрационный № 63515-16;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-10, № 14557-15;
- преобразователь плотности и вязкости FVM, регистрационный № 62129-15;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB, регистрационный № 62207-15;
- контроллеры измерительные FloBoss S600+, регистрационный № 57563-14.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
1) измерение и отображение текущих значений результатов измерений;
2) вычисление массы нетто нефти по МИ 3532-2015;
3) вычисление массовой доли воды по МИ 3532-2015;
4) выполнение поверки преобразователей массового расхода (ПМР) по ТПУ по МИ 3151-2008;
5) выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) ПМР по ТПУ и по контрольному ПМР по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015;
6) выполнение КМХ поточного преобразователя плотности по ареометру в БИК и по результатам испытаний в лаборатории;
7) выполнение КМХ поточного вискозиметра по резервному вискозиметру и по результатам испытаний в лаборатории;
8) выполнение КМХ поточного влагомера по резервному влагомеру и по результатам испытаний в лаборатории;
9) формирование и печать текущих и архивных данных: журналов, трендов, отчетов, паспорта качества нефти, акта приема-сдачи нефти;
10) регистрация событий в журнале;
11) запись и хранение архивов посредством базы данных Microsoft SQL Server;
12) обеспечение защиты данных от несанкционированного доступа.
Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Заводской номер СИКН наносится в эксплуатационную документацию. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Программное обеспечение
Программное обеспечение СИКН включает в себя встроенное ПО средств измерений в составе СИКН и ПО, установленное на АРМ оператора:
- «АРМ оператора «Визард». Модуль 1. Алгоритм поверки по МИ 3151-2008, алгоритмы контроля метрологических характеристик по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015», сертификат соответствия № ТП 045-16 от 11.03.2016;
- «АРМ оператора «Визард». Модуль 2. Алгоритм поверки по МИ 3380-2012, алгоритмы по методике поверки на счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, МП РТ 1720-2012, МП РТ 1902-2013, МИ 3272-2010, методике поверки на расходомеры массовые Promass, вычисление массы нетто нефти, сырой нефти прямым методом динамических измерений по МИ 3532-2015, МИ 2693-2001 и ГОСТ Р 8.910-2016, вычисление массовой доли воды по МИ 3532-2015, вычисление кинематической вязкости по ГОСТ 33-2000», сертификат соответствия № ТП 092-17 от 21.12.2017.
ПО обеспечивает реализацию функций СИКН.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Визард» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже v.2/1/2202 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0X40DBC63BF736FB62C9C63ADD53F3F5E3 модуля «Поверка ПМР по ТПУ по МИ 3151 -2008» |
|
0XFFEB685BC3463948FFD74617CB6767C8 модуля «КМХ ПМР по ПУ» | |
|
0X00C99E87CE19B42D434F2016539683E0 модуля «КМХ ПМР по контрольному ПМР» | |
|
0X003763C741854594DBA9051677D51607 модуля «КМХ ПП по ареометру» | |
|
0X6D710CC2F3294568FB6DC8AE87281FB5 модуля «КМХ ПП по результатам испытаний в лаборатории» | |
|
0X8F6C3B0C93EC0F7100E6C6BF7E7DEC83 модуля «КМХ вискозиметра по резервному вискозиметру» | |
|
0XC05F8C1A3E911B322ABE6C1B30CEE59E модуля «КМХ вискозиметра по результатам испытаний в лаборатории» | |
|
0X6865EE1D89A2A38DAA6D6C0D204CE866 модуля «КМХ ПВ по резервному ПВ» | |
|
0X39C7BE1CAE6F7010EA6F383952461D6B модуля «КМХ ПВ по результатам испытаний в лаборатории» | |
|
0X80E02717A405AB12F972BF0F649CEAB5 модуля «Вычисление массы нетто нефти прямым методом динамических измерений по МИ 3532-2015» | |
|
0X83A0E8719520EBCF8BB4F88B7FA186DF модуля «Вычисление массовой доли воды по МИ 3532-2015» | |
|
0X51114132704D60025EBADEF1F7A1829B модуля «Процедура расчета цифрового идентификатора» | |
|
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода |
MD5 |
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом влияния ПО. Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
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 |
|
Рабочая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
|
Количество ИЛ |
3 (2 рабочие, 1 контрольнорезервная) |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
- массовый расход нефти через СИКН, т/ч |
от 74,4 до 585,7 |
|
- массовый расход нефти по одной измерительной линии, т/ч |
от 74,40 до 292,85 |
|
- избыточное давление нефти, МПа |
от 1,0 до 3,6 |
|
- температура нефти, °C |
от +5 до +45 |
|
- плотность при температуре +20 °С, кг/м3 |
от 780 до 840 |
|
- кинематическая вязкость, мм2/с (сСт) |
от 2 до 10 |
|
- массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
- массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Параметры электрического питания СИКН: - напряжение переменного тока измерительных цепей, В - напряжение переменного тока силовых цепей, В - частота переменного тока, Гц |
220±22 380±38 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды для средств измерений в составе БИЛ, БИК и БПУ, °С - температура окружающей среды для средств измерений в составе СОИ, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от +5 до +30 от +18 до +30 от 30 до 90 от 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации СИКН печатным способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1510 ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз», зав. № 16001 |
— |
1 шт. |
|
Руководство по эксплуатации |
ОФТ.05.2202.00.00.00.00.00.00 РЭ |
1 экз. |
|
Формуляр |
ОФТ.05.2202.00.00.00.00.00.00 ФО |
1 экз. |
|
Руководство оператора |
ОФТ.05.2202.00.00.00.00.00.00 РО |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 338-18 с изменением № 1 |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1510 ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз» с изменением № 1 (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00241-2013/29-499-2021, аттестующая организация ФБУ «Томский ЦСМ», аттестат аккредитации 01.00241-2013).
Нормативные документы
Приказ Минпромторга России от 07.08.2018 № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расхода жидкости»
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об
утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
Смотрите также
