| Номер в госреестре | 68588-17 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения |
| Изготовитель | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с применением преобразователей расходов жидкости турбинных. Выходные электрические сигналы преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В составе системы применены средства измерений утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав системы
| Наименование средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
| 1 | 2 |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ 50-70N с Ду 50 мм (далее - ТПР) | 15427-06 |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные TZN (далее - тпр) | 46057-11 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-01 |
| Преобразователи измерительные 644 | 14683-00 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65644 | 27129-04 |
| Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-99 |
| Преобразователь давления измерительный 3051 | 14061-04 |
| Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 14061-10 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 | 15644-01 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-01 |
| Термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 | 303-91 |
| Манометры показывающие для точных измерений МПТИ | 26803-11 |
| Манометры для точных измерений МТИ-1246 | 1844-63 |
| 1 | 2 |
| Манометры показывающие для точных измерений МПТИ-М1 | 44641-10 |
| Счетчики жидкости турбинные CRA/MRT97 | 22214-01 |
| Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (далее -ИВК) | 19240-00 |
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения объемного расхода и объема нефти по каждой
измерительной линии (ИЛ) и системы в целом;
- автоматизированные измерения массы брутто нефти и вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории;
- автоматические измерения плотности, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти в блоке измерений количества и показателей качества нефти (далее - БИК);
- автоматические измерения температуры в измерительной линии (ИЛ) блока измерительных линий (БИЛ), БИК, входном и выходном коллекторе СИКН;
- автоматические измерения избыточного давления в ИЛ БИЛ, БИК, входном и выходном коллекторе СИКН;
- измерения давления и температуры с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) и поверку рабочих и резервного ТПР с применением установки трубопоршневой (далее - ТПУ);
- поверку ТПУ с применением передвижной трубопоршневой поверочной установки;
- регулирование расхода нефти через систему;
- ручное управление запорной и регулирующей арматурой;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора.
ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса).
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения.
Уровень защиты ПО соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО «Rate» | |
| Идентификационное наименование ПО | RateCalc |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 2.4.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | F0737B4F |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч | от 8,75 до 112 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий | 3 (2 рабочие, 1 резервная) |
| Суммарные потери давления в системе при | |
| максимальном расходе и максимальной | |
| вязкости, МПа, не более | |
| - в рабочем режиме | 0,2 |
| - в режиме поверки и контроля метрологических | |
| характеристик | 0,4 |
| Давление, МПа - рабочее | 0,7 |
| - минимальное | 0,3 |
| - максимальное расчетное | 4,0 |
| Режим работы системы | непрерывный, автоматизированный |
| Параметры измеряемой среды: | |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 | от 770 до 890 |
| Температура нефти, °С | от +5 до +40 |
| Вязкость кинематическая в рабочем диапазоне | |
| температуры, мм2/с | от 2,715 до 4,903 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, %, не более | 900 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля серы, %, не более | 1,8 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, °С - температура воздуха в помещении, °С - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % - атмосферное давление, кПа | от -50 до +50 от +10 до +30 от 30 до 80 от 84,0 до 106,7 |
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Таблица 5 - Комплектность системы
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения | зав. № 01 | 1 шт. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 505. Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения. Методика поверки | МП 0593-14-2017 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0593-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 9 июня 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки системы во всем диапазоне измерений;
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средства поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Методика измерений приведена в документе «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений - «ФР.1.29.2017.26421»).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
