Система измерений количества и показателей качества нефти № 573 ПСП "Раскино"
Номер в ГРСИ РФ: | 80121-20 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО НПП "Томская электронная компания" (ТЭК), г.Томск |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 573 ПСП «Раскино» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто нефти.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 80121-20 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 573 ПСП "Раскино" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 50378 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Томская электронная компания" (ООО НПП "ТЭК"), г. Томск
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 12 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 12 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
80121-20: Описание типа СИ | Скачать | 275 КБ | |
80121-20: Методика поверки МП 408-20 | Скачать | 522.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 573 ПСП «Раскино» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на измерении массы нефти прямым методом динамических измерений.
Масса нефти измеряется по результатам прямых измерений массы нефти расходомером массовым.
Масса нетто нефти вычисляется как разность массы нефти и массы балласта, определяемой по результатам лабораторных исследований пробы нефти, как сумма массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Средства измерений в составе СИКН выполняют измерения расхода, давления, температуры, плотности и объемной доли воды в нефти и их преобразование в унифицированные электрические сигналы. Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК (ИВК) выполняет измерение выходных сигналов средств измерений, их преобразование в значения параметров и показателей качества нефти, вычисление массы нефти, массы нетто нефти и передачу результатов измерений и вычислений на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.
В состав СИКН входят:
- блок измерительных линий (БИЛ);
- блок измерений показателей качества нефти (БИК);
- блок поверочной установки (БПУ);
- система обработки информации (СОИ).
БИЛ представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую четыре измерительные линии (ИЛ) (три рабочие и одна контрольно-рабочая), оснащенные средствами измерений массового расхода, давления и температуры нефти, фильтрами, запорной и регулирующей арматурой.
БИК представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую линию контроля качества, оснащенную средствами измерений плотности, объемной доли воды, температуры и давления нефти, циркуляционными насосами, автоматическими пробоотборниками, запорной и регулирующей арматурой.
В блок поверочной установки включены средства измерений температуры, давления и установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (ПУ).
СОИ включает в себя ИВК и автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе персонального компьютера с установленным программным обеспечением (ПО) «СИКН № 573».
В состав СИКН входят следующие основные измерительные и комплексные компоненты:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный №) 45115-16;
- преобразователь давления измерительный 3051, регистрационный № 14061-99;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 68, регистрационный № 22256-01;
- преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры, регистрационный № 14683-00;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный № 15644-01;
- влагомер нефти поточный модель LC, регистрационный № 16308-02;
- влагомер нефти поточный модель L, регистрационный № 56767-14;
- установка трубопоршневая поверочная двунаправленная, регистрационный № 12888-99;
- комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК, регистрационный № 44582-16.
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 и отображение текущих значений технологических и учетных параметров нефти;
2) вычисление массы нетто нефти при вводе в ИВК или в АРМ оператора показателей качества нефти, по результатам лабораторных исследований пробы нефти;
3) выполнение поверки массового преобразователя расхода (ПМР) по ПУ в комплекте с преобразователем плотности (ПП);
4) выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) ПМР по ПУ в комплекте с ПП или по контрольному ПМР;
5) выполнение КМХ поточного влагомера по результатам испытаний в лаборатории;
6) выполнение КМХ поточного преобразователя плотности по результатам испытаний в лаборатории по ареометру или по резервному поточному преобразователю плотности;
7) формирование, хранение и вывод на печать текущих и архивных данных: журналов, трендов, паспорта качества нефти, акта приема-сдачи нефти;
8) запись и хранение архивов;
9) регистрация событий в журнале;
10) обеспечение защиты ПО «СИКН №573», данных архива и системой информации от несанкционированного доступа.
Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Заводской номер 50378 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, нанесен на маркировочную табличку печатным способом, обеспечивающим идентификацию, возможность прочтения и сохранность в процессе эксплуатации СИКН и в эксплуатационную документацию. Маркировочная табличка СИКН представлена на рисунке 1.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН. Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Общий вид СИКН представлен на рисунке 2.
Рисунок 1 - Маркировочная табличка
Рисунок 2 - Общий вид СИКН
Программное обеспечение
Программное обеспечение СИКН включает в себя встроенное ПО средств измерений в составе СИКН и ПО «СИКН № 573», установленное на АРМ оператора. ПО «СИКН № 573» имеет модульную структуру и включает в себя модули метрологически значимой и незначимой части ПО. Уровень защиты ПО СИКН «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО СИКН приведены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «СИКН № 573»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
«СИКН № 573» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже v.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
0X40DBC63BF736FB62C9C63ADD53F3F5E3 модуля «Поверка ПМР по ПУ по МИ 3151-2008» |
0XFFEB685BC3463948FFD74617CB6767C8 модуля «КМХ ПМР по ПУ» | |
0X00C99E87CE19B42D434F2016539683E0 модуля «КМХ ПМР по контрольному ПМР» | |
0X6A0865A5A092EF053F17F064EADF75DE модуля «КМХ ПП по резервному ПП» | |
0X003763C741854594DBA9051677D51607 модуля «КМХ ПП по ареометру» | |
0X6D710CC2F3294568FB6DC8AE87281FB5 модуля «КМХ ПП по результатам испытаний в лаборатории» | |
0X78796A1F13D47E67AE55F988CF595449 модуля «КМХ ПП по пикнометрической установке» | |
0XC05F8C1A3E911B322ABE6C1B30CEE59E модуля «КМХ вискозиметра по результатам испытаний в лаборатории» | |
0X39C7BE1CAE6F7010EA6F383952461D6B модуля «КМХ ПВ по результатам испытаний в лаборатории» | |
0X51114132704D60025EBADEF1F7A1829B модуля «Процедура расчета цифрового идентификатора» | |
0X3CB7877607043C317D7F92E00319090C модуля «Расчет массы нетто» | |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
Идентификационное наименование ПО |
МикроТЭК-МК | |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3083 | |
Цифровой идентификатор ПО |
Имя файла |
Значение хэш-кода |
mathRawOil.mdll |
6E1212FB054D3645ABC1B2A8B1E54D7A | |
mathCommercialOil.mdll |
12387F99835A1B74C69986719D3A58F5 | |
mathWater.mdll |
04793482857F9248A099E084846CB277 | |
mathSHFLU.mdll |
2C317A5117704DAA0645548916CDE671 | |
mathOilGas.mdll |
AF2A989D899E426D2C62BF911597A191 | |
mathNaturalGas.mdll |
3093318E3A287EFA8F3D3A36B6FEE485 | |
mathNitrogen.mdll |
7BD2EADDFC8D75796CB65F99DE5FB7FA | |
mathAir.mdll |
F1F2BE3E82E9144876E7F99424E21ECE | |
mathSarasotaFD960.mdll |
4A81742D5B15074BE60FD9DABD3FD3AE | |
mathSolartron7835.mdll |
204BFDBA4DCDB72D36CEF8672C9AFC09 | |
mathTransforms.mdll |
768884A0DB93F585C712E4BF5101692A | |
mathKmxRawOil.mdll |
67F1F9338F566D5040E345FC98961772 | |
mathHC.mdll |
E1154DE1DD8A7FC6209ABA0662D67391 |
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики__________________________
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч |
от 102 до 785 |
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 ИК
Наименование ИК |
Место установк и ИК |
Состав ИК |
Диапазон измерений ИК |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
Измерительные компоненты |
Комплексные компоненты | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ИК давления нефти |
БИЛ, БИК, БПУ |
Преобразователи давления измерительные 3051 |
ИВК |
от 0 до 5,5 МПа |
Y = ±0,25 % |
ИК температуры нефти |
БИЛ, БИК. БПУ |
Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры, термопреобразователи сопротивления платиновые серии 68 |
ИВК |
от -5 до +30 ОС |
Д = ±0,2 ОС |
ИК плотности нефти |
БИК |
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 |
ИВК |
от 700 до 1100 кг/м3 |
Д = ±0,3 кг/м3 |
ИК содержания воды в нефти |
БИК |
Влагомер нефти поточный модели LC, Влагомер нефти поточный модели L |
ИВК |
от 0 до 4 % |
Д = ±0,07 % |
Примечание - В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: Д - абсолютная погрешность измерений, у - приведенная погрешность измерений
Таблица 5 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Рабочая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858 |
Количество измерительных линий, шт. |
4 |
Режим работы СИКН |
непрерывный |
Характеристики измеряемой среды: - избыточное давление нефти, МПа - температура нефти, ос - плотность нефти в рабочем диапазоне температур, кг/м3 - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 - массовая доля механических примесей, % |
от 0 до 5,5 от -5 до +30 от 700 до 1100 0,5 от 0,3 до 100,0 от 0,005 до 0,010 |
Параметры электрического питания СИКН: - напряжение переменного тока измерительных цепей, В - напряжение переменного тока силовых цепей, В - частота переменного тока, Гц |
220±22 380±38 50±1 |
Продолжение таблицы 5
Наименование характеристики |
Значение |
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды для средств измерений в составе БИЛ, БИК и БПУ, ОС - температура окружающей среды для средств измерений в составе СОИ, ос - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа |
от +5 до +35 от +5 до +35 90 от 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации СИКН печатным способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
шт./экз. |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 573 ПСП «Раскино» |
_ |
1 шт. |
Инструкция по эксплуатации |
_ |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 573 ПСП «Раскино» (свидетельство об аттестации методики измерений № RA.RU.313939/29-612-2022, аттестованном 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»;
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».