Система измерений количества и показателей качества нефти №215 ПСП "Альметьевск" ПАО "Татнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 81118-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
Система измерений количества и показателей качества нефти №215 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто нефти, определения показателей качества нефти и вычислений массы нетто нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 81118-20 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти №215 ПСП "Альметьевск" ПАО "Татнефть" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 49C |
Производитель / Заявитель
Открытое акционерное общество "Нефтеавтоматика" (ОАО "Нефтеавтоматика"), г. Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 81118-20: Описание типа СИ | Скачать | 281.4 КБ | |
| 81118-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0480-20 МП | Скачать | 4.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №215 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто нефти, определения показателей качества нефти и вычислений массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти по результатам измерений:
- объёма нефти с помощью преобразователей расхода (ПР), давления и температуры;
- плотности нефти с помощью поточных преобразователей плотности, давления и температуры или в лаборатории.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ), блока стационарной поверочной установки (ПУ), узла подключения передвижной ПУ.
БИЛ состоит из трех рабочих измерительных линий (ИЛ).
БИК выполняет функции определения текущих 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.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7955 (далее по тексту -устройства 7955), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; два автоматизированных рабочих места оператора ПК «CROPOS» (далее по тексту - АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.
Стационарная ПУ предназначена для проведния поверки ПР на ИЛ, а также проведения контроля метрологических характеристик (КМХ) в межповерочном интервале ПР.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведния поверки ПР и стационарной ПУ по передвижной ПУ.
Лист № 2
Всего листов 5
В составе СИКН входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)), приведенные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Перечень СИ
|
Наименование и тип средств измерений |
Регистрационный номер |
|
Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM (Ду от 2 до 16 дюймов) |
16128-06 |
|
Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM Dy от 2” до 16” |
16128-10 |
|
Преобразователи давления измерительные КМ35 |
71088-18 |
|
Датчики давления I/A |
15863-08 |
|
Датчики температуры TMT142R |
63821-16 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 |
15644-01 |
|
Датчики температуры Rosemount 644, Rosemount 3144P |
63889-16 |
|
Датчики температуры модели RTT20 |
54693-13 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 |
52638-13 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-01, 14557-05, 14557-15 |
|
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 |
15642-01, 15642-06 |
|
Преобразователи плотности и вязкости FVM |
62129-15 |
|
Преобразователи расхода турбинные МИГ -М |
65199-16 |
|
Счетчики нефти турбинные МИГ |
26776-08 |
|
Устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7955 |
15645-01 |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
|
Манометры для точных измерений типа МТИ |
1844-15 |
|
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ |
26803-11 |
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматизированное измерение массы брутто нефти (т) и объемного расхода нефти (м3/ч) в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;
- автоматическое измерение объемного влагосодержания (%), плотности (кг/м3), вязкости (сСт), температуры (°С) и давления (МПа) нефти;
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверка и КМХ ПР по стационарной или передвижной ПУ;
- поверка стационарной ПУ по передвижной ПУ;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
СИКН реализовано в устройствах 7955 и АРМ оператора. Идентификационные данные ПО устройств 7955 и АРМ оператора приведены в таблицах 3 и 2 соответственно.
Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
|
Идентификационное наименование ПО |
DOC.EXE |
DENS.EXE |
POVERKA.EXE |
REPORT.EXE |
|
Номер версии ПО |
1.0 |
1.0 |
1.0 |
1.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3FFA9330 |
A233871 |
931FD8AF |
794D0A01 |
|
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода |
CRC32 | |||
Т а б л и ц а 3 - Идентификационные данные ПО устройств 7955
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
— |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2540 Iss 4.23.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
— |
|
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода |
— |
Технические характеристики
Т а б л и ц а 4 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч (м3/ч) |
от 210,0 до 792,0 (от 250,0 до 900,0) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Т а б л и ц а 5 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
|
Характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3 - давление, МПа - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание свободного газа, %, не более |
от 840 до 880 от 0,22 до 1,80 от +5 до +30 0,5 0,05 100 отсутствует |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38;220±22 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа |
от -33 до +40 80 от 96 до 106,7 |
|
Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч |
10 20 000 |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Т а б л и ц а 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти №215 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть», зав. № 49С |
— |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
— |
1 экз. |
|
Методика поверки |
НА.ГНМЦ.0480-20 МП |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0480-20 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №215 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 03.06.2020 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда (установка трубопоршневая) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, с пределами
допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1%;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
представлены в документе МН 1049 - 2020 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №215 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть», ФР.1.29.2020.38351.
Нормативные документы
Приказ Минэнерго России № 179 от 15.03.2016 г. Об утверждении перечня 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 Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. 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
