Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке подготовки нефти (УПН) "Баган"
| Номер в ГРСИ РФ: | 74932-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "НефтеГазМетрологияСервис", г.Уфа |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Баган» (далее по тексту - система) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров сырой нефти на выходе с УПН «Баган» поступающей в нефтепровод «УПН Баган-ПСН Г оловные».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74932-19 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке подготовки нефти (УПН) "Баган" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 03-17 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "НефтеГазМетрологияСервис", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 74932-19: Описание типа СИ | Скачать | 511.5 КБ | |
| 74932-19: Методика поверки | Скачать | 2.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Баган» (далее по тексту - система) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров сырой нефти на выходе с УПН «Баган» поступающей в нефтепровод «УПН Баган-ПСН Головные».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, скомплектованный из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока контроля параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и системы сбора и обработки информации.
Система состоит из трех (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, плотности сырой нефти, объемного расхода в блоке контроля параметров нефти сырой, в которые входят следующие средства измерений:
- расходомеры массовые Promass 83F, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15201-11;
- влагомер влагомер поточный УДВН-1пм2, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под№ 14557-15;
- датчики давления Метран-150, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 32854-13;
- преобразователи температуры Метран-286, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 23410-13;
- преобразователь плотности и расхода CDM, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 63515-16;
- счетчик нефти турбинный МИГ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26776-08.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15066-09;
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-11;
- термометры лабораторные стеклянные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 4661-91.
Программное обеспечение
Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (ПО), реализованное в контроллерах измерительно-вычислительных OMNI 6000 (основном и резервном), сведения о которых приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Контроллер измерительновычислительный OMNI-6000 (основной) |
Контроллер измерительновычислительный OMNI-6000 (резервный | |
|
Идентификационное наименование ПО |
_ |
_ |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
24.75.10 |
24.75.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
64E0 |
64E0 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода рабочей среды, т/ч |
от 150 до 700 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % - при измерении массы нетто сырой нефти при объемной доле воды в сырой нефти от 0 до 5 % - при измерении массы нетто сырой нефти при объемной доле воды в сырой нефти от 5 до 10 % |
±0,35 ±0,40 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Диапазон плотности нефти, кг/м3 |
от 845 до 880 |
|
Плотность пластовой воды при +20 °С, кг/м3 |
1064 |
|
Кинематическая вязкость нефти, мм2/с (сСт) - при +50 °С - при +20 °С |
10 35 |
|
Массовая доля воды в сырой нефти, %, не более |
10 |
|
Диапазон температуры сырой нефти, °С |
от +30 до +60 |
|
Диапазон избыточного давления, МПа |
от 0,45 до 6,30 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
1000 |
|
Содержание свободного газа, % |
отсутствует |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
12,88 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Условия эксплуатации - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от -60 до +40 до 100 100±5 |
|
Средний срок службы, год, не менее |
20 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Баган» |
заводской № 03-17 |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
СИКНС 03-17.00 РЭ |
1 |
|
Паспорт |
СИКНС 03-17.00 ПС |
1 |
|
Методика поверки |
МП 0847-9-2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0847-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Баган». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 17.07.2018 г.
Основные средства поверки:
- эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1% в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018 № 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 расходов жидкости»;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверитель-ного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе « ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Баган» ООО «РН-Северная нефть» (свидетельство об аттестации методики измерений № 2209/1-224-311459-2017 от 22.09.2017).
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 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 расходов жидкости
Смотрите также
