Система измерений количества и показателей качества нефти № 1200
| Номер в ГРСИ РФ: | 78418-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1200 (далее - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в автоматическом режиме.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 78418-20 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1200 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1200 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 78418-20: Описание типа СИ | Скачать | 75.5 КБ | |
| 78418-20: Методика поверки МП 1013-14-2019 | Скачать | 22.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1200 (далее - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в автоматическом режиме.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого и косвенного методов динамических измерений массы нефти.
При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти измеряют при помощи счетчиков-расходомеров массовых и результаты измерений массы брутто нефти получают непосредственно от счетчиков-расходомеров массовых.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют по результатам измерений преобразователя объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователя объемного расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса «ИМЦ-03», который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (ИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока регулирования расхода и давления, системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
В состав системы входят измерительные каналы (ИК), определение метрологических характеристик которых осуществляется комплектным способом при проведении поверки системы (см. таблицу 1).
Таблица 1 - ИК с комплектным способом определения метрологических характеристик
|
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Пределы допускаемой погрешности ИК |
Состав ИК | |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
ИК массового расхода нефти |
2 (ИЛ 1, ИЛ 2) |
±0,25 % (относительная) |
Счетчик-расходомер массовый RHM (модификация 100) с измерительным преобразователем RHE11 |
Комплекс измерительновычислительный «ИМЦ-03» в комплекте с барьером искробезопасности |
|
ИК объемного расхода нефти |
1 (ИЛ 3) |
±0,15 %1) (±0,10 %)2) (относительная) |
Счетчик бироторный типа B |
Комплекс измерительновычислительный «ИМЦ-03» в комплекте с барьером искробезопасности |
Окончание таблицы 1
|
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Пределы допускаемой погрешности ИК |
Состав ИК | |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
ИК плотности нефти |
2 (БИК) |
±0,30 кг/м3 (абсолютная) |
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 |
Комплекс измерительновычислительный «ИМЦ-03» в комплекте с барьером искробезопасности |
1) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода с контрольно-резервным счетчиком бироторным типа B, применяемым в качестве резервного;
2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода с контрольно-резервным счетчиком бироторным типа B, применяемым в качестве контрольного.
В состав системы входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 2. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на аналогичные утвержденного типа, приведенные в таблице 2.
Таблица 2 - Состав системы
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
1 |
2 |
|
Счетчики-расходомеры массовые RHM (модификация 100) с измерительными преобразователями RHE11 (далее - СРМ) |
28094-04 |
|
Счетчик бироторный типа B (далее - ПР) |
32821-06 |
|
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 |
22257-01 |
|
Преобразователи измерительные 644H |
14683-04 |
|
Преобразователи давления измерительные EJA |
14495-00 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП) |
15644-01 |
|
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 |
15642-01 |
|
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм |
14557-01 |
|
Комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» |
19240-05 |
|
Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») |
29179-05 |
В состав системы входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов и средство измерений расхода в БИК (далее - расходомер в БИК) утвержденного типа.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массового расхода, объемного расхода и массы брутто нефти прямым и косвенным методами динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории за установленные интервалы времени;
- автоматические измерения плотности, вязкости, содержания воды в нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с применением контрольно-резервного ПР, применяемого в качестве контрольного;
- проведение КМХ и определение метрологических характеристик СРМ и ПР с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной, регистрационный номер 20054-06;
- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров нефти, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Программное обеспечение
ПО обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы реализовано в ИВК и АРМ оператора ПО «Rate АРМ оператора УУН». ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях системы в целях утверждения типа. Идентификационные данные (признаки) ПО ИВК и АРМ оператора недоступны для отображения.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч (м3/ч) |
от 212 до 920 (от 250 до 1060) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (2 рабочие, 1 контрольнорезервная) |
Окончание таблицы 4
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Давление измеряемой среды, МПа: - минимальное - рабочее - максимальное |
0,5 0,8 1,6 |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от 0 до +40 |
|
Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры измеряемой среды, мм2/с |
от 15 до 40 |
|
Плотность в рабочем диапазоне температуры измеряемой среды, кг/м3 |
от 850 до 890 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
1,0 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
300 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
2,5 |
|
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
100 |
|
Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Массовая доля органических хлоридов из фракции, выкипающей до температуры +204 °С, млн-1 (ppm), не более |
10 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
6,0 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±22 однофазное, 380±38 трехфазное 50±1 |
|
Температура окружающего воздуха, °С: - открытая площадка - помещение блочно-модульного здания - помещение операторной - помещение электрощитовой |
от -40 до +38 не ниже +15 от +18 до +25 от +5 до +40 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы системы |
постоянный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность системы
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1200 |
заводской № 1200 |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации системы |
_ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 1013-14-2019 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1013-14-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 11.10.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07.02.2018 г. № 256;
- эталон единицы плотности 1-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.024-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности».
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Для исключения возможности несанкционированного доступа на СРМ, ПР и ПП устанавливают пломбы, несущие на себе оттиск клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1200» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2019.35145).
Нормативные документы
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»
Приказ 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»
Смотрите также
