| Номер в госреестре | 78418-20 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1200 |
| Изготовитель | ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1200 (далее - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в автоматическом режиме.
Принцип действия системы основан на использовании прямого и косвенного методов динамических измерений массы нефти.
При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти измеряют при помощи счетчиков-расходомеров массовых и результаты измерений массы брутто нефти получают непосредственно от счетчиков-расходомеров массовых.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют по результатам измерений преобразователя объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователя объемного расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса «ИМЦ-03», который преобразует их и вычисляет массу брутто 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 (ИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока регулирования расхода и давления, 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 измерительные каналы (ИК), определение метрологических характеристик которых осуществляется комплектным способом при проведении поверки системы (см. таблицу 1).
Таблица 1 - ИК с комплектным способом определения метрологических характеристик
| Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Пределы допускаемой погрешности ИК | Состав ИК | |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторичная часть | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ИК массового расхода нефти | 2 (ИЛ 1, ИЛ 2) | ±0,25 % (относительная) | Счетчик-расходомер массовый RHM (модификация 100) с измерительным преобразователем RHE11 | Комплекс измерительновычислительный «ИМЦ-03» в комплекте с барьером искробезопасности |
| ИК объемного расхода нефти | 1 (ИЛ 3) | ±0,15 %1) (±0,10 %)2) (относительная) | Счетчик бироторный типа B | Комплекс измерительновычислительный «ИМЦ-03» в комплекте с барьером искробезопасности |
| Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Пределы допускаемой погрешности ИК | Состав ИК | |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторичная часть | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ИК плотности нефти | 2 (БИК) | ±0,30 кг/м3 (абсолютная) | Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 | Комплекс измерительновычислительный «ИМЦ-03» в комплекте с барьером искробезопасности |
| 1) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода с контрольно-резервным счетчиком бироторным типа B, применяемым в качестве резервного; 2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода с контрольно-резервным счетчиком бироторным типа B, применяемым в качестве контрольного. | ||||
В состав системы входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 2. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на аналогичные утвержденного типа, приведенные в таблице 2.
Таблица 2 - Состав системы
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 1 | 2 |
| Счетчики-расходомеры массовые RHM (модификация 100) с измерительными преобразователями RHE11 (далее - СРМ) | 28094-04 |
| Счетчик бироторный типа B (далее - ПР) | 32821-06 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-01 |
| Преобразователи измерительные 644H | 14683-04 |
| Преобразователи давления измерительные EJA | 14495-00 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП) | 15644-01 |
| Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 | 15642-01 |
| Влагомер нефти поточный УДВН-1пм | 14557-01 |
| Комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» | 19240-05 |
| Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») | 29179-05 |
В состав системы входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов и средство измерений расхода в БИК (далее - расходомер в БИК) утвержденного типа.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массового расхода, объемного расхода и массы брутто нефти прямым и косвенным методами динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости;
- 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;
- автоматические измерения плотности, вязкости, 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) рабочих СРМ с применением контрольно-резервного ПР, применяемого в качестве контрольного;
- проведение КМХ и определение метрологических характеристик СРМ и ПР с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной, регистрационный номер 20054-06;
- 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.
ПО обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы реализовано в ИВК и АРМ оператора ПО «Rate АРМ оператора УУН». ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях системы в целях утверждения типа. Идентификационные данные (признаки) ПО ИВК и АРМ оператора недоступны для отображения.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч (м3/ч) | от 212 до 920 (от 250 до 1060) |
| 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 системы
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (2 рабочие, 1 контрольнорезервная) |
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Давление измеряемой среды, МПа: - минимальное - рабочее - максимальное | 0,5 0,8 1,6 |
| Температура измеряемой среды, °С | от 0 до +40 |
| Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры измеряемой среды, мм2/с | от 15 до 40 |
| Плотность в рабочем диапазоне температуры измеряемой среды, кг/м3 | от 850 до 890 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 300 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля серы, %, не более | 2,5 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 100 |
| Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля органических хлоридов из фракции, выкипающей до температуры +204 °С, млн-1 (ppm), не более | 10 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 6,0 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22 однофазное, 380±38 трехфазное 50±1 |
| Температура окружающего воздуха, °С: - открытая площадка - помещение блочно-модульного здания - помещение операторной - помещение электрощитовой | от -40 до +38 не ниже +15 от +18 до +25 от +5 до +40 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим работы системы | постоянный |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность системы приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность системы
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 1200 | заводской № 1200 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации системы | - | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 1013-14-2019 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 1013-14-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 11.10.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07.02.2018 г. № 256;
- эталон единицы плотности 1-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.024-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности».
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Для исключения возможности несанкционированного доступа на СРМ, ПР и ПП устанавливают пломбы, несущие на себе оттиск клейма поверителя.
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1200» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2019.35145).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 1200
Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15.03.2016 г. № 179 «Перечень 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 Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) 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 | 3 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
