| Номер в госреестре | 77514-20 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 292 для нефтесборного пункта "Романово" |
| Изготовитель | ООО "Системы Нефть и Газ Балтия", г.Калининград |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 292 для нефтесборного пункта «Романово» (далее по тексту - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в автоматическом режиме.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), блока фильтров, узла подключения передвижной поверочной установки, системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
В состав системы входят следующие средства измерений утвержденного типа:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (далее по тексту - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее по тексту - регистрационный номер) 45115-16, модели CMF 350M;
- датчики температуры AUTROL модели ATT2100, регистрационные номера 70157-18;
- преобразователи давления AUTROL мод. APT3100, APT3200, регистрационные номера 37667-13;
- преобразователь плотности и расхода CDM, регистрационный номер 63515-16;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационные номера 14557-15;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный номер 57762-14.
В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:
- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее по тексту - ИВК), регистрационный номер 64224-16;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы с программным обеспечением «ФОРВАРД» (основное, резервное).
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры МТИф модификации ВУ Кс, регистрационные номера 60168-15;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 № 2, регистрационные номера 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массового расхода и массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории за установленные интервалы времени или результаты измерений массовой доли воды, определенной по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пм;
- автоматические измерения плотности, содержания воды в нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего СРМ с применением контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного;
- проведение КМХ и поверки СРМ с применением стационарной установки поверочной трубопоршневой двунаправленной OGSB, регистрационный номер 62207-15 или по передвижной поверочной установке на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров нефти, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы реализовано в ИВК и автоматизированных рабочих местах (АРМ) оператора ПО «ФОРВАРД», сведения о которых приведены в таблице 1. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях системы в целях утверждения типа.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||
| ПО ИВК (основной и резервный) | ПО АРМ оператора «ФОРВАРД» | |||
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app | ArmA.dll | ArmMX.dll | ArmF.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 06.25 | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 0x1990 | 8B71AF71 | 30747EDB | F8F39210 |
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода измеряемой среды, т/ч | от 30 до 300 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (2 рабочие, 1 контрольно- резервная) |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Давление измеряемой среды, МПа - минимальное (на выходе СИКН) - рабочее - максимальное | 0,3 3.0 4.0 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от 0 до +35 |
| Диапазон динамической вязкости измеряемой среды при +20 °С, мПас (сПз), не более | от 1,6 до 15,0 |
| Диапазон плотности измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3 | от 793,7 до 847,0 |
| Диапазон плотности измеряемой среды при +20 °С, кг/м3 | от 805,0 до 830,0 |
| 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 при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | отсутствует |
| Температура застывания измеряемой среды, °С, не выше | -9 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22 однофазное, 380±38 трехфазное 50±1 |
| Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С: - помещение блочно-модульного здания блока технологического - помещение блочно-модульного здания блока аппаратной | не ниже +15 от +18 до +25 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность системы приведена в таблице 4.
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 292 для нефтесборного пункта «Романово» в составе: СРМ модели CMF 350M, датчики температуры AUTROL мод. ATT2100, преобразователи давления AUTROL мод. APT3100, APT3200, преобразователь плотности и расхода CDM, влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, ИВК, манометры МТИф модификации ВУ Кс, термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 № 2 | заводской № 279 | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации системы | 0872.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0961-14-2019 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0961-14-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 292 для нефтесборного пункта «Романово». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 16.04.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки СРМ, входящих в состав системы, в рабочем диапазоне измерений расхода.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 292 для нефтесборного пункта «Романово» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2019.34435)
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 292 для нефтесборного пункта «Романово»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 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 от 07.02.2018 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
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
