Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП "Холмогоры"
| Номер в ГРСИ РФ: | 74270-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз", г.Ноябрьск |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры» (далее по тексту - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в автоматическом режиме.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74270-19 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП "Холмогоры" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз", г.Ноябрьск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 74270-19: Описание типа СИ | Скачать | 100.6 КБ | |
| 74270-19: Методика поверки МП 0867-14-2018 | Скачать | 5.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры» (далее по тексту - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в автоматическом режиме.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с применением счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительных преобразователей счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В составе СИКН применены средства измерений утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
|
Наименование средства измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF400 с преобразователями серии 2700 (далее по тексту - СРМ) |
13425-06 |
|
Датчики температуры 644 |
39539-08 |
|
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 |
22257-05 |
|
Преобразователи измерительные 644 |
14683-04 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051S |
24116-02; 24116-08 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее по тексту- поточные влагомеры) |
14557-10; 14557-15 |
|
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 |
15644-06 |
|
Счетчик турбинный НОРД-М |
5638-02 |
|
Датчики давления «Метран-100» |
22235-01 |
|
Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (далее -ТПУ) |
20054-06 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов «OCTOPUS» («ОКТОПУС») (далее - ИВК OKTOPUS) |
22753-12; 22753-02 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 (далее по тексту - ИВК ТН-01) |
67527-17 |
Продолжение таблицы 1
|
Наименование средства измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
|
Манометры избыточного давления показывающие для точных измерений МТИф |
34911-07; 64929-16 |
|
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ |
26803-06; 26803-11 |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
|
Преобразователи давления измерительные серии 40 мод. 4382 |
20729-03 |
|
Преобразователи давления измерительные 40.4382 |
40494-09 |
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массы нефти прямым методом динамических измерений с применением СРМ в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- автоматические измерения плотности нефти, объемной доли воды в нефти, разности давления на фильтрах;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ по контрольнорезервному СРМ, применяемому в качестве контрольного;
- проведение поверки и КМХ рабочих СРМ и контрольно-резервного СРМ с помощью ТПУ на месте эксплуатации без нарушения процесса эксплуатации СИКН;
- проведение поверки и КМХ ТПУ с помощью передвижной поверочной установки;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (ИВК OCTOPUS, ИВК ТН-01, автоматизированных рабочих мест оператора «RATE АРМ оператора УУН» (АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций СИКН. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблицах 2, 3, 4.
У ровень защиты ПО системы «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК OCTOPUS
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Formula.lib |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7DB6BFFF |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B6D270DB |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 |
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО ИВК ТН-01
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
AnalogConverter.app |
SIKNCalc.app |
Sarasota.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.2.2.1 |
1.2.2.1 |
1.1.1.18 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d1d130e5 |
6ae1b72f |
1994df0b |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 |
CRC-32 |
CRC-32 |
Продолжение таблицы 4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
PP_78xx.app |
MI1974.app |
MI3233.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.20 |
1.1.1.30 |
1.1.1.28 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6aa13875 |
d0f37dec |
58049d20 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 |
CRC-32 |
CRC-32 |
Продолжение таблицы 4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3265.app |
MI3266.app |
MI3267.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.30 |
1.1.1.29 |
1.1.1.24 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
587ce785 |
f41fde70 |
4fb52bab |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 |
CRC-32 |
CRC-32 |
Продолжение таблицы 4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3287.app |
MI3312.app |
MI3380.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.37 |
1.1.1.30 |
1.1.1.47 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b3b9b431 |
f3578252 |
76a38549 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 |
CRC-32 |
CRC-32 |
Продолжение таблицы 4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
KMH_PP.app |
KMH_PP_AREOM. app |
MI2816.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.17 |
1.3.3.1 |
1.1.1.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
5b181d66 |
62b3744e |
c5136609 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 |
CRC-32 |
CRC-32 |
Продолжение таблицы 4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3151.app |
MI3272.app |
KMH_MPR_MPR. app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.21 |
1.1.1.50 |
1.1.1.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c25888d2 |
4ecfdc10 |
82dd84f8 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 |
CRC-32 |
CRC-32 |
Продолжение таблицы 4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3288.app |
MI3155.app |
MI3189.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.14 |
1.1.1.30 |
1.1.1.21 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c14a276b |
8da9f5c4 |
41986ac5 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 |
CRC-32 |
CRC-32 |
Продолжение таблицы 4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
KMH_PV.app |
KMH_PW.app |
MI2974.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.2.1 |
1.1.1.2 |
1.1.1.21 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
adde66ed |
2a3adf03 |
c73ae7b9 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 |
CRC-32 |
CRC-32 |
Продолжение таблицы 4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
MI3234.app |
GOSTR8908.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.34 |
1.1.1.33 |
Продолжение таблицы 4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Цифровой идентификатор ПО |
df6e758c |
37cc413a |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC-32 |
CRC-32 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и физико-химические показатели измеряемой среды, приведены в таблицах 5, 6.
Таблица 5 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч |
от 150 до 2900 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 6 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Количество измерительных линий, шт. |
9 (8 рабочих,1 контрольнорезервная) |
|
Диапазон избыточного давления нефти, МПа |
от 0,14 до 1,60 |
|
Физико-химические свойства измеряемой среды: | |
|
Диапазон температуры нефти, °С |
от +10 до +40 |
|
Вязкость кинематическая нефти в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
от 3,5 до 15,0 |
|
Плотность нефти при рабочих условиях, кг/м3 |
от 800 до 860 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
900 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы СИКН |
постоянный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±22, 380±38 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование СИКН, °С - атмосферное давление, кПа |
от +10 до +30 от 96,0 до 103,7 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность СИКН
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры», заводской № 01 |
_ |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
_ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 0867-14-2018 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0867-14-2018 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 20 декабря 2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 г. № 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 расходов жидкости», обеспечивающий определение метрологических характеристик СРМ в рабочем диапазоне расхода;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 531 на ПСП «Холмогоры» АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 268-49601.00328-2013 от 25 ноября 2013 г.).
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
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»
Смотрите также
