| Номер в госреестре | 78679-20 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1509 на ПСП "Заполярное" АО "Тюменнефтегаз" |
| Изготовитель | ООО "ИМС Индастриз", г. Видное |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год. |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1509 на ПСП «Заполярное» АО «Тюменнефтегаз» (далее - 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 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 - БИК), 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 для измерений массы и показателей качества нефти входят следующие средства измерений утвержденного типа:
- расходомеры массовые Promass, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее - регистрационный номер) 15201-11, с датчиком F и электронным преобразователем 83 (далее - РМ);
- датчики температуры Rosemount 644, регистрационный номер 63889-16;
- преобразователи измерительные 644, регистрационный номер 14683-09, в комплекте с термопреобразователями сопротивления платиновыми серии 65, регистрационный номер 22257-05;
- датчики давления Метран - 150, регистрационный номер 32854-13, модели 150TG и модели 150CD;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, - регистрационный номер 52638-13;
- преобразователи плотности и вязкости FVM, - регистрационный номер 62129-15;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный номер 14557-15.
В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07, регистрационный номер 53852-13;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы с программным обеспечением «ФОРВАРД» (основное и резервное).
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
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, 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) рабочего РМ с применением контрольно-резервного РМ, применяемого в качестве контрольного;
- проведение КМХ и поверки РМ с применением стационарной установки поверочной трубопоршневой двунаправленной OGSB, регистрационный номер 62207-15, или по передвижной поверочной установке;
- 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 (основное и резервное) | ПО «ФОРВАРД» | |||
| Идентификационное наименование ПО | EMC07.Metrology.dll | ArmA.dll | ArmMX.dll | ArmF.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | PX.7000.01.05 | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 1C4B16AC | 8B71AF71 | 30747EDB | F8F39210 |
Метрологические и основные технические характеристики системы, 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 530 до 1231 |
| 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» |
| Рабочее давление измеряемой среды, МПа | от 0,33 до 1,80 |
| Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +20 до +40 |
| Вязкость кинематическая измеряемой среды, мм /с (сСт), в диапазоне температуры от +20 °С до +40 °С | от 1,37 до 22,11 |
| Диапазон плотности измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3 | от 781,1 до 886,4 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 6,0 |
| Массовая доля серы, %, не более | 0,6 |
| Массовая доля сероводорода, млн"1 (ppm), не более | 20 |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн"1 (ppm), не более | 40,0 |
| Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22 (однофазное), 380 (трехфазное) 50±1 |
| Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С, не ниже - помещение блока технологического - помещение блока управления | +5 +5 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
наносится на титульном листе инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность системы приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность системы
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 1509 на ПСП «Заполярное» АО «Тюменнефтегаз» | заводской № 703 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 1509 на ПСП «Заполярное» АО «Тюменнефтегаз» | 1 экз. | |
| Методика поверки | МП 0885-14-2019 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0885-14-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1509 на ПСП «Заполярное» АО «Тюменнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 12.11.2019 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 РМ, 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 «0824.01.00.000 ИС. МИ. Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Заполярное» АО «Тюменнефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2018.29640).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 1509 на ПСП «Заполярное» АО «Тюменнефтегаз»
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 | 1 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
