Система измерений количества и показателей качества нефти №733 ПСП "Козьмино"
| Номер в ГРСИ РФ: | 79833-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №733 ПСП «Козьмино предназначена для автоматизированного определения массы нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 79833-20 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти №733 ПСП "Козьмино" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 01 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Нефтеавтоматика" (АО "Нефтеавтоматика"), Республика Башкортостан, г. Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 10 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 10 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 79833-20: Описание типа СИ | Скачать | 282 КБ | |
| 79833-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0413-19 МП | Скачать | 7.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №733 ПСП «Козьмино» предназначена для автоматизированного определения массы нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на косвенном методе динамических измерений массы нефти.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с применением измерительных компонентов: преобразователя объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователя объемного расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного контроллера FloBoss S600+, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Часть измерительных компонентов СИКН формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК), метрологические характеристики которых определяются комплектным способом.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), узла регулирования давления, системы сбора, обработки информации и управления (далее - СОИ) и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
БИЛ состоит из 9 рабочих измерительных линий (ИЛ), 3 резервных ИЛ и одной контрольной ИЛ.
БИК выполняет функции контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты, утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
1 |
2 |
|
Преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные серии НТМ (далее - ПР), (входит в состав линий №№ 1-10) |
38725-08 |
|
Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM Dy от 2” до 16” (далее - ПР), (входит в состав линий №№ 11-12) |
16128-10 |
|
Счетчик (преобразователь) объема жидкости эталонный лопастной Smith Meter модели M16-S3 (далее - ЭПР), (входит в состав линии № 13) |
53302-13 |
|
Датчики температуры 644, 3144P |
39539-08 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-04, 14061-10 |
|
Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ, МВПТИ |
26803-06 |
|
Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ и ВТИ |
1844-63 |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 |
303-91 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835, 7845, 7846, 7847) модель 7835 |
15644-06 |
|
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модель (мод. 7825, 7826, 7827, 7828, 7829) модель 7829 |
15642-06 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-05 |
|
Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным входным сигналом ТСПУ, модели 65-644 |
27129-04 |
|
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ |
81438-21 |
|
Контроллер программируемый Siemens S7-400 |
15773-06 |
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти по каждой ИЛ и по СИКН в целом по результатам измерений объема нефти по каждой ИЛ и плотности нефти и приведение измеренных значений к стандартным условиям;
- автоматическое измерение объема, давления, температуры и плотности нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти по каждой ИЛ и по СИКН в целом с ипользованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- формирование и печать отчетных документов;
- дистанционное и местное управление запорной и регулирующей арматурой, циркуляционными насосами и другим оборудованием;
- автоматический контроль, индикацию, сигнализацию предельных значений технологических параметров;
- KMX рабочего ПР с помощью ЭПР, применяемого в качестве контрольного;
- КМХ и поверка ПР рабочего и ЭПР с применением ПУ.
Заводской номер СИКН наносится на табличку, установленную на СИКН.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600+ и в ПО ПК «Cropos».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО контроллеров и АРМ оператора приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО контроллеров и АРМ оператора
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Контроллеры FloBoss S600+ |
ПК «Cropos» | |
|
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
ПК «Cropos» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.25/25 |
1.48 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1990 |
CC39FD86 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC16 |
CRC32 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч |
от 385 до14000 |
|
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 вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик_______________________
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав ИК |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1-82 |
ИК силы тока |
82 (СОИ) |
- |
Аналоговые входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 4 до 20 мА |
±0,04 % (относительная) |
|
83-90 |
ИК частоты |
8 (СОИ) |
- |
Частотные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 1 до 10000 Гц |
±0,001 (относительная) |
|
91-116 |
ИК количества импульсов |
26 (СОИ) |
- |
Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
(диапазон частот от 1 до 10000 Гц) |
±1 (абсолютная) |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Температура окружающего воздуха, °С |
от -50 до +40 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц |
400±40/230±23 50±1 |
|
Средняя наработка на отказ, ч |
20 000 |
|
Режим работы СИКН |
периодический, автоматизированный |
|
Измеряемая среда со следующими параметрами: Характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3 - давление, МПа - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - вязкость кинематическая, мм2/с |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» от 830 до 890 от 0,3 до 1,6 от -8* до +50 1,0 от 4,5 до 60,0 |
|
П р и м е ч а н и е * - влагомер применяется только при значении температуры нефти в БИК не менее +5°С. Перед БИК установлен подогреватель нефти для поддержания рабочей температуры нефти в БИК от +5°С до +50°С. | |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти №733 ПСП «Козьмино», зав. № 01 |
_ |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
_ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
_ |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
МН 1024-2020 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №733 ПСП «Козьмино», ФР.1.28.2020.37214.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
Приказ Росстандарта от 7 февраля 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
