Система измерений количества и параметров нефти сырой на входе УПН "Центральная Оха" ООО "РН-Сахалинморнефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 81117-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Татинтек", г.Альметьевск |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на входе УПН «Центральная Оха» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 81117-20 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на входе УПН "Центральная Оха" ООО "РН-Сахалинморнефтегаз" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 503 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Татинтек" (ООО "Татинтек"), г. Альметьевск, Республика Татарстан
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 2 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 81117-20: Описание типа СИ | Скачать | 279.5 КБ | |
| 81117-20: Методика поверки МП 0709/1-311229-2020 | Скачать | 603.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на входе УПН «Центральная Оха» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры и влагосодержания.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
СИКНС состоит из:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ) DN 200, 1 рабочая и
1 контрольно-резервная измерительные линии (далее - ИЛ);
- блок измерений параметров качества нефти сырой (далее - БИК);
- СОИ.
СИКНС включает в свой состав расходомер массовый Promass (модификации Promass 300, Promass 500) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 68358-17), преобразователь расхода Promass F, электронный преобразователь Promass 300 (далее - РМ); преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP (регистрационный номер 41560-09), модель РМР71; датчик давления Метран-150 (регистрационный номер 32854-09), код исполнения G; датчик давления Метран-150 (регистрационный номер 32854-13), модель 150TG; датчик давления «Метран-100» (регистрационный номер 22235-01), обозначение Метран-100-ДИ; датчик давления «ЭЛЕМЕР-100» (регистрационный номер 39492-08), обозначение ЭЛЕМЕР-100-ДИ; датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный номер 63889-16).
БИК включает в свой состав влагомер сырой нефти ВСН-2 (регистрационный номер 24604-12), модификация ВСН-2-ПП-200-100; датчик давления Метран-150 (регистрационный номер 32854-13), модель 150TGR.
СОИ включает в свой состав комплекс измерительно-вычислительный расхода и количества жидкостей и газов АБАК+ (регистрационный номер 52866-13) (рабочий и резервный), исполнение ИнКС.425210.003 (далее - ИВК); преобразователи измерительные серии IMX12 (регистрационный номер 65278-16), модель IMX12-AI; автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ оператора).
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы сырой нефти, проходящей через БИЛ, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и влагосодержания нефти;
- местное измерение давления и температуры сырой нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти, используя результаты измерений в лаборатории массовой доли механических примесей, результаты измерений в лаборатории массовой концентрации хлористых солей, а также вычисленное по результатам измерений объемной доли воды значение массовой доли воды;
- автоматизированный контроль метрологических характеристик рабочего РМ с помощью контрольного РМ;
- автоматизированный контроль метрологических характеристик и поверка РМ с помощью передвижной поверочной установки;
- защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;
- автоматический и ручной отбор пробы в БИК;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защиту системной информации от несанкционированного доступа;
- индикация, регистрация, хранение и передача в системы верхнего уровня текущих, средних и интегральных значений измеряемых и вычисляемых параметров;
- контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых
параметров;
- формирование и хранение отчетов об измеренных и вычисленных параметрах.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров с помощью системы идентификации пользователя.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ИВК |
АРМ оператора | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Abak.bex |
mDLL.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0 |
1.1.4.14 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
4069091340 |
7c42a17d6418a5348 65ea6eae1d36a3c |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч |
от 80 до 155 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды с применением влагомера сырой нефти ВСН-2, %, при содержании объемной доли воды в сырой нефти: - от 86 до 90 % включ. - св. 90,00 до 95,74 % включ. |
±19,5 ±39,0 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014, %, в диапазоне массовой доли воды в сырой нефти от 86,00 до 91,51 %, не более |
±40,2 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности* измерений сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА, % от диапазона измерений, не более |
±0,12 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности подсчета количества импульсов (импульсного сигнала) на каждые 10000 импульсов, импульс |
±1 |
|
* За нормирующее значение приведенной погрешности принята разность между максимальным и минимальным значениями диапазона измерений входного аналогового сигнала силы постоянного тока. | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
сырая нефть |
|
Диапазоны изменения давления измеряемой среды, МПа Диапазоны изменения температуры измеряемой среды, °С |
от 0,1 до 0,6 от 5 до 50 |
|
Физико-химические свойства измеряемой среды: - плотность обезвоженной дегазированной сырой нефти, приведенная к 20 °С, кг/м3 - кинематическая вязкость при 20 °С, мм2/с, не более - массовая доля воды, % - массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной сырой нефти, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной сырой нефти, %, не более - массовая доля серы, %, не более - массовая доля парафинов, %, не более - массовая доля сероводорода, млн-1, не более - массовая доля метил и этил-меркаптанов в сумме, млн-1, не более - содержание свободного газа |
от 836 до 935 100 от 86,00 до 95,74 900 0,3 0,7 1,2 0,2 1,8 не допускается |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380+57, 220+332 50±1 |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Габаритные размеры площадки СИКНС, мм, не более: | |
|
- длина |
13000 |
|
- ширина |
3000 |
|
- высота |
3600 |
|
Условия эксплуатации СИКНС: | |
|
- температура окружающей среды, °С |
от -39 до +38 |
|
- относительная влажность, % |
от 30 до 80,без |
|
конденсации | |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 84,0 до 106,7 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, установленную на СИКНС методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность СИКНС
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой на входе УПН «Центральная Оха» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», заводской № 503 |
— |
1 шт. |
|
Паспорт |
— |
1 экз. |
|
Руководство по эксплуатации |
1 экз. | |
|
Методика поверки |
МП 0709/1-311229-2020 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0709/1-311229-200 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на входе УПН «Центральная Оха» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 7 сентября 2020 г.
Основное средство поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКНС;
- калибратор многофункциональный МСх-R, модификация MC5-R-IS
(регистрационный номер 22237-08).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на входе УПН «Центральная Оха» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»», регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2019.34760 .
Лист № 5
Всего листов 5
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 года «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
