Система измерений количества и показателей качества нефти № 1511
| Номер в ГРСИ РФ: | 87153-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "ИПФ Вектор", г.Тюмень |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1511 (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 87153-22 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1511 |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 43 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-производственная фирма Вектор" (ООО "ИПФ "Вектор"), г. Тюмень
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| 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
| 87153-22: Описание типа СИ | Скачать | 443.9 КБ | |
| 87153-22: Методика поверки | Скачать | 11.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1511 (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти.
При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с применением измерительных компонентов счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти вычисляет система сбора и обработки информации (далее - СОИ), как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта рассчитывают как сумму массовых долей воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта, в состав которой входят система сбора и обработки информации (далее - СОИ), блок трубопоршневой поверочной установки, блок подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки, блок фильтров (далее -БФ), блок измерительных линий (далее - БИЛ), блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК). В вышеприведенные технологические блоки входят измерительные компоненты по своему функционалу участвующие в измерениях массы нефти, контроле и измерении параметров качества нефти, а также контроле технологических режимов работы СИКН.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В состав СИКН входят измерительные компоненты, участвующие в измерениях массы нефти и приведенные в таблице 1. Часть измерительных компонентов СИКН, приведенных в таблице 3, формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК).
Таблица 1 - Основные измерительные компоненты, применяемые в составе СИКН
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный № в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF (далее - СРМ) |
13425-06 |
Продолжение таблицы 1
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный № в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-04 |
|
Датчики давления «Метран-150» |
32854-09 |
|
Преобразователь давления измерительный 3051S |
24116-08 |
|
Датчики температуры 644 |
39539-08 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВН) |
14557-05 |
|
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 |
15644-01 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные Вектор-02 (далее - ИВК) |
43724-10 |
В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры, средство измерений объемного расхода в БИК.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированные измерения массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода;
- автоматические измерения температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти;
- измерения температуры и давления нефти с применением показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочего СРМ с применением контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного;
- проведение КМХ и поверки СРМ с применением стационарной трубопоршневой поверочной установки (ТПУ) или передвижной ТПУ;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушения установленных границ;
- вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей в испытательной лаборатории, массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды в нефти с применением ВН или по результатам определения массовой доли воды в испытательной лаборатории;
- автоматическое регулирование расхода нефти через БИК для обеспечения требований ГОСТ 2517 - 2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический и ручной отбор проб;
- защита информации от несанкционированного доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, конструкцией СРМ, входящих в состав ИК массы и массового расхода нефти, предусмотрены места установки пломб, содержащих изображение знака поверки, который наносится методом давления на две пломбы, установленные на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия в шпильках, расположенных на диаметрально противоположных шпильках первичного измерительного преобразователя модели CMF и на пломбу, установленную на контровочной проволоке, охватывающей корпус электронного преобразователя.
Общий вид СРМ с указанием мест установки пломб от несанкционированного доступа, содержащих изображение знака поверки, представлены на рисунках 1, 2.
Место установки пломбы
Место установки пломбы
Рисунок 1 - Общий вид первичного измерительного преобразователя модели CMF СРМ с указанием места установки пломб от несанкционированного доступа, содержащих изображение знака поверки
Место установки пломбы
Рисунок 2 - Пример схемы установки пломбы, содержащих изображение знака поверки, от несанкционированного доступа на корпусе электронного преобразователя СРМ
Заводской номер СИКН нанесен на табличку, закрепленную на входе блок-бокса БИЛ (рисунок 3).
Конструкцией СИКН место нанесения знака утверждения типа не предусмотрено.
Рисунок 3 - Табличка с заводским номером СИКН
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора «Вектор», обеспечивающие реализацию функций СИКН. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора «Вектор» указаны в таблице 2.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием системы ограничения доступа, установкой пароля разного уровня доступа.
Метрологические характеристики СИКН указаны с учетом влияния ПО.
Уровень защиты ПО высокий в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКН
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
ИВК |
АРМ оператора «Вектор» | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
icc |
calc.dll |
Module2.bas |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
6.4.1 |
1.1 |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
23317745 |
44BAA61F |
66F2A061 |
Технические характеристики
Состав и основные метрологические характеристики ИК, а также метрологические и основные технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды приведены в таблицах 3-5.
Таблица 3 - Состав и основные
ИК
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки |
Состав ИК |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||||
|
1 2 |
ИК массы и массового расхода нефти (ИК 1, ИК 2) |
2 (ИЛ1) 1, ИЛ 2) |
СРМ |
ИВК |
от 18 до 75 т/ч |
±0,202) % ±0,253) % |
1) Измерительная линия
2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти с контрольнорезервным СРМ, применяемым в качестве контрольного;
3) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефти с рабочим СРМ.
Таблица 4 - Метрологические характеристики СИКН
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
от 18 до 75 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть, соответствующая ГОСТ Р 51858 |
|
Диапазон плотности измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3 |
от 790 до 900 |
|
Диапазон давления измеряемой среды в рабочем диапазоне измерений массового расхода, МПа |
от 0,3 до 4,0 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +5 до +30 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Режим работы СИКН |
периодический |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Климатические условия эксплуатации СИКН: | |
|
- температура окружающего воздуха в месте установки измерительных компонентов (БИЛ, БИК, ТПУ (блок-бокс)), °С |
от +5 до +40 |
Продолжение таблицы 5
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
- температура окружающего воздуха в месте установки измерительных компонентов (БФ), °С |
от -40 до +40 |
|
- температура окружающего воздуха в месте установки СОИ (операторная), °С |
от +15 до +30 |
Знак утверждения типа
на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН печатным способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность СИКН
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1511, заводской № 43 |
_ |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
_ |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1511.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 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
