Система измерений количества и показателей качества нефти № 584 ПСП "Лугинецкое" ООО "ВТК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 75684-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Восточная транснациональная компания", г.Томск |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 584 ПСП «Лугинецкое»
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 75684-19 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 584 ПСП "Лугинецкое" ООО "ВТК" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 34400903-0711-2f15-cfa7-534e9b933982 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Восточная транснациональная компания» (ООО «ВТК»), г. Томск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 21 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 14.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
75684-19: Описание типа
2024-75684-19.pdf
|
Скачать | 622.5 КБ | |
|
75684-19: Методика поверки
2024-mp75684-19.pdf
|
Скачать | 1.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 584 ПСП «Лугинецкое» ООО «ВТК» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на измерении массы нефти прямым методом динамических измерений, при котором массу брутто нефти определяют с применением измерительных и комплексных компонентов: преобразователей массового расхода, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей массового расхода, температуры, давления поступают на соответствующие входы комплексов измерительно-вычислительных «АБАК+» (ИВК), которые преобразуют их и вычисляют массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. 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.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта. В состав СИКН входят:
- входной и выходной коллекторы;
- блок фильтров;
- блок измерительных линий (БИЛ), состоящий из одной рабочей и одной контрольнорезервной измерительных линий;
- блок измерений показателей качества нефти (БИК);
- блок трубопоршневой поверочной установки (ТПУ);
- система закрытого дренажа;
- системы ручного и автоматического отбора пробы;
- система обработки информации (СОИ).
Основные измерительные компоненты, входящие в состав СИКН приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
|
Тип СИ |
Номер в ФИФОЕИ* |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF, модификации CMF300 (далее - ПМР) |
13425-01 |
|
Преобразователи измерительные 644 |
14683-04 |
|
Преобразователи измерительные Rosemount 644 |
56381-14 |
|
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 |
22257-01 |
|
22257-11 | |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-04 |
|
14061-10 | |
|
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 |
15644-01 |
|
15644-06 | |
|
Влагомер нефти поточный модели LC |
16308-02 |
|
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм |
14557-05 |
|
14557-15 | |
|
Комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» |
52866-13 |
|
Преобразователи измерительные серии К |
65857-16 |
|
Установка стационарная трубопоршневая поверочная «Прувер С-0,05 |
26293-04 |
- регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений
Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
1) измерение массового расхода, массы брутто нефти, избыточного давления, температуры, плотности, объемной доли воды в нефти;
2) вычисление массы нетто нефти;
3) отбор проб нефти по ГОСТ 2517-2012;
4) регистрация, индикация и хранение результатов измерений;
5) формирование, отображение и печать текущих отчетов;
6) защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения установленных параметров.
Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Заводской номер СИКН в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, нанесен печатным способом на информационную табличку, расположенную в блок-боксе СИКН и в эксплуатационную документацию. Информационная табличка СИКН с заводским номером представлена на рисунке 1.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Общий вид СИКН представлен на рисунке 2.
Рисунок 1 - Информационная табличка
Рисунок 2- Общий вид СИКН
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН и состоит из ПО ИВК и ПО генератора отчетов АБАК REPORTER.
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем применения систем идентификации пользователя с помощью логина, пароля и пломбировки корпуса ИВК в соответствии с его описанием типа.
Уровень защиты ПО СИКН - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО СИКН приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Abak.bex |
mDLL.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
1.0 |
1.2.5.16 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
4069091340 |
ef9f814ff4180d55bd94d0debd230d76 |
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКН
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч |
от 30 до 80 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики измерительных каналов (ИК)
|
Наименование ИК |
Место установки ИК |
Состав ИК |
Диапазон измерений ИК |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
|
Измерительные компоненты |
Комплексные компоненты | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
ИК массового расхода нефти |
БИЛ |
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion |
ИВК |
от 30 до 80 т/ч |
6 = ±0,25 %1) 6 = ±0,20 %2) |
|
ИК плотности нефти |
БИК |
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 |
ИВК |
от 700 до 950 кг/м3 |
△ = ±0,3 кг/м3 |
|
1) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода нефти с рабочим ПМР в составе. 2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода нефти с контрольным ПМР в составе. Примечание - В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: Д - абсолютная погрешность измерений, 6 - относительная погрешность измерений, у — приведенная погрешность измерений | |||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Рабочая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858 |
|
Характеристики измеряемой среды: - избыточное давление нефти, МПа |
от 0,3 до 3,0 |
|
- температура нефти, °C |
от + 3 до + 30 |
|
- плотность нефти при температуре +20 °C и избыточном давлении равном нулю, кг/м3 |
от 700 до 950 |
|
- массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
300 |
|
- массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
- содержание свободного газа, % |
отсутствует |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока измерительных цепей, В |
220+22 |
|
- частота переменного тока, Гц |
50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВ-А, не более |
20 |
|
Габаритные размеры шкафа СОИ, мм, не более: - длина |
800 |
|
- ширина |
400 |
|
- высота |
1900 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды средств измерений в |
от + 5 до + 40 |
|
составе БИЛ, БИК и ТПУ, °С - температура окружающей среды средств измерений в |
от + 15 до + 25 |
|
составе СОИ, °С - относительная влажность, %, не более |
95, без конденсации влаги |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 84,0 до 106,7 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации печатным способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 584 ПСП «Лугинецкое» ООО «ВТК», зав. № 24/04.01.00 |
— |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
— |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 584 ПСП «Лугинецкое», (свидетельство об аттестации методики измерений № RA.RU.313939/29-664-2023, аттестующая организация ФБУ «Томский ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.313939).
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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»;
Приказ Росстандарта от 1 ноября 2019 г. № 2603 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений плотности»;
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.1.1).
Смотрите также
