Система измерений количества и показателей качества нефти № 1509 на ПСП "Заполярное" АО "Тюменнефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 78679-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1509 на ПСП «Заполярное» АО «Тюменнефтегаз» (далее - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в автоматическом режиме.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 78679-20 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1509 на ПСП "Заполярное" АО "Тюменнефтегаз" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 71f77ebf-ae94-e552-cd81-ade484942142 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г. Видное
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
78679-20: Описание типа
2023-78679-20.pdf
|
Скачать | 165.6 КБ | |
|
78679-20: Методика поверки
2023-mp78679-20.pdf
|
Скачать | 3.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1509 на ПСП «Заполярное» АО «Тюменнефтегаз» (далее - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в автоматическом режиме.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу 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 (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), 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 для измерений массы и показателей качества нефти входят следующие средства измерений утвержденного типа:
- расходомеры массовые Promass, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № (далее - регистрационный №) 15201-11, с датчиком F и электронным преобразователем 83 (далее - РМ);
- датчики температуры Rosemount 644, Rosemount 3144Р, регистрационный № 6388916;
- преобразователи измерительные 644, регистрационный № 14683-09, в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65, регистрационный № 22257-05;
- датчики давления Метран - 150, регистрационный № 32854-13, модели 150TG и модели 150CD;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, регистрационный № 52638-13;
- преобразователь плотности и расхода CDM, регистрационный № 63515-16, модификации CDM100P;
- преобразователи плотности и вязкости FDM, FVM, HFVM, регистрационный № 62129-15, модели FVM;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-15.
В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07, регистрационный № 53852-13;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы с комплексом программного обеспечения «ФОРВАРД PRO» (основное и резервное).
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массового расхода и массы брутто нефти прямым методом 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) рабочего РМ с применением контрольно-резервного РМ, применяемого в качестве контрольного;
- проведение КМХ и поверки РМ с применением стационарной установки поверочной трубопоршневой двунаправленной OGSB, регистрационный № 62207-15, или по передвижной поверочной установке;
- 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.
Нанесение заводского номера на СИКН не предусмотрено. СИКН присвоен заводской номер 703. Заводской номер указывается в инструкции по эксплуатации СИКН.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы реализовано в ИВК и автоматизированных рабочих местах (АРМ) оператора ПО «ФОРВАРД PRO», сведения о которых приведены в таблице 1. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях системы в целях утверждения типа.
Уровень защиты ПО СИКН - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО системы
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
|
АРМ оператора с комплексом ПО «ФОРВАРД PRO» |
ПО ИМЦ-07 (основной и резервный) | |||
|
Идентификационное наименование ПО |
ArmA.dll |
ArmMX.dll |
ArmF.dll |
EMC07.Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационны й номер ПО) |
4.0.0.2 |
4.0.0.4 |
4.0.0.2 |
PX.7000.01.09 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1D7C7BA0 |
E0881512 |
96ED4C9B |
1В8С4675 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики системы, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 290 до 1231 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики системы и параметры измеряемой среды
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3( 2 рабочие, 1 контрольнорезервная) |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Давление избыточное измеряемой среды, МПа - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимое - расчетное |
от 0,33 до 1,80 0,3 2,2 2,5 |
|
Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +20,0 до +40,0 |
|
Вязкость кинематическая измеряемой среды при температуре плюс 20 оС мм2/с (сСт), не более |
23 |
|
Диапазон плотности измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3 |
от 730,0 до 895,0 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
6,0 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
0,6 |
|
Массовая доля сероводорода, млн—1(ррт), не более |
20,0 |
|
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более |
40,0 |
|
Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±22, (однофазное) 380 (трехфазное) 50±1 |
|
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, оС, не ниже - помещение блока технологического - помещение эталонной поверочной установки - помещение блока управления |
+5 +10 +5 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Содержание свободного газа, % |
не допускается |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится на титульном листе инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность системы
|
Наименованием |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1509 на ПСП «Заполярное» АО «Тюменнефтегаз», заводской № 703 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1509 на ПСП «Заполярное» АО «Тюменнефтегаз», регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2023.46520.
Нормативные документы
ГОСТ 8.587-2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений»;
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п.6.1.1);
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 расходов жидкости».
Смотрите также
