Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2033
| Номер в ГРСИ РФ: | 75530-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | СП ЗАО "ИТОМ", г.Ижевск |
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2033 (далее по тексту -система) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров нефти сырой при учетно-расчетных операциях между ООО «МНКТ» и НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 75530-19 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2033 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 78 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ИТОМ", г.Ижевск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 75530-19: Описание типа СИ | Скачать | 73.4 КБ | |
| 75530-19: Методика поверки МП 0898-9-2018 | Скачать | 3.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2033 (далее по тексту -система) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров нефти сырой при учетно-расчетных операциях между ООО «МНКТ» и НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть».
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, массовой доли свободного и растворенного попутного нефтяного газа. 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 измерений параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и системы сбора и обработки информации.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, объемного расхода в блоке измерений параметров нефти сырой, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF200 (далее по тексту - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту - Госреестр) № 13425-06, 45115-16;
- преобразователи измерительные к датчикам температуры 644, Госреестр № 14683-00;
- преобразователи измерительные 644, Госреестр № 14683-04;
- преобразователи измерительные Rosemount 644, Госреестр № 56381-14;
- датчики температуры Rosemount 644, Госреестр № 63889-16;
- термопреобразователи сопротивления платиновыми 65, Госреестр № 22257-01; 22257-05;
- термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, Госреестр № 53211-13;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-04; 14061-15;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм1, Госреестр № 14557-05, 14557-10; 14557-15;
- влагомер сырой нефти ВСН-2, Госреестр 24604-12;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, Госреестр 57762-14
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-04;
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе программного комплекса «Сфера».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
-манометры для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63, 1844-15;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверитель-ного клейма или наклейки.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительно-вычислительных OM-NI-6000 (далее по тексту - контроллеров). К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система контроллеров, обеспечивающая общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
К ПО верхнего уровня относится ПО АРМ оператора на базе программного комплекса «Сфера», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров системы, прием и обработку управляющих команд оператора, формирование отчетных документов.
И дентификационные данные ПО 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 | |||
|
ПО контроллера измерительного OMNI 6000 (основной) |
ПО контроллера измерительного OMNI 6000 (резервный) |
ПО программного комплекса АРМ «Сфера» | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
Операционная система OMNI 6000 |
Операционная система OMNI 6000 |
metrolog.dll |
mDLL.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
27.74.30 |
27.74.30 |
1.0.0.0 |
1.2.5.16 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
DCF6 |
DCF6 |
7cd119f3c91 15b250a601b 7cadc61b4d |
ef9f814ff418 0d55bd94d0 debd230d76 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC16 |
CRC16 |
MD5 |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 5 до 40 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
± 0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % при определении массовой доли воды по результатам измерений поточного влагомера при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5 %: |
±0,35 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477 - при содержании объемной доли воды в сырой нефти до 2 %: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти свыше 2 % до 5 %: |
±0,35 ±0,58 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая, 1 контрольнорезервная) |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +10 до +50 |
|
Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа |
от 0,3 до 2,5 |
|
Диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт) |
от 50 до 200 |
|
Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 |
от 900 до 950 |
|
Плотность пластовой воды, кг/м3 |
1160 |
|
Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более |
5 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
2900 |
|
Содержание растворенного газа, м3/м3, не более |
1,0 |
|
Содержание свободного газа, %, не более |
0,2 |
|
Плотность попутного нефтяного газа при стандартных условиях (давление 101325 Па, температура +20 °С), кг/м3 |
1,3 |
|
Потребляемая мощность, В^А, не более |
3000 |
|
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 -55 до +50 до 100 100±5 |
|
Средний срок службы, год, не менее |
15 |
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 № 2033 |
заводской № 78 |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой №2033 |
- |
1 |
|
Методика поверки |
МП 1151-9-2020 |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой № 2033» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/8409-20 от 12.08.2020).
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
