Система измерений количества и показателей качества нефти № 1560. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1560

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1086 п. 34 от 10.09.2013
Класс СИ 29.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  США 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1560 (далее - система), предназначена для измерений массы брутто и показателей качества нефти.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности жидкости, преобразователей температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), стационарной поверочной установки, узла подключения передвижной поверочной установки, системы сбора и обработки информации, системы дренажа.

Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из десяти (шести рабочих, трех резервных и одного контрольного) измерительных линий объема (объемного расхода) нефти, а также измерительных каналов плотности, вязкости, температуры, давления, объемного расхода нефти в БИК и системы сбора и обработки информации, в которые входят средства измерений, указанные в таблице 1.

Таблица 1

Наименование средства измерений

Тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под №

Преобразователи расхода жидкости турбинные типа MVTM

16128-06

Датчики температуры 3144Р

39539-08

Преобразователи давления измерительные 3051

14061-04

Преобразователи разности давления типа ST3000 модели STD 930

44955-10

Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835

15644-06

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829

15642 - 06

Манометры для точных измерений типа МТИ

1844-63

Манометры для точных измерений типа МПТИ

26803-06

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

303-91

Влагомеры нефти поточные модели LC

16308-02

Расходомеры-счетчики жидкости модели XMT868

14772-06

Комплексы измерительно-вычислительные "Syberrrol" (свидетельство ФГУП "ВНИИР" об аттестации алгоритмов вычислений № 1078014-06 от 18.10.2006 г.)

16126-07

Окончание таблицы 1

Наименование средства измерений

Тип средства измерений зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под №

Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная Smith Meter 1190

52755-13

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с МИ 3002-2006 "ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок".

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (комплексы измерительно-вычислительные "SyberTrol", автоматизированное рабочее место оператора СИКН № 1560 ООО "РН-Юганскнефтегаз" (свидетельство ФГУП " ВНИИР" о метрологической аттестации программного обеспечения (программы) № 49014-13 от 19.04.2013 г.) обеспечивает реализацию функций системы. 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). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.

Таблица 2

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Алгоритмы вычислений комплексов измерительновычислительных "БуЬегТгоГ

8уЬегТго1

26.08

9Ь8а1ааЬ

CRC 32

Автоматизированное рабочее место оператора СИКН № 1560 ООО "РН-Юганскнефтегаз"

АРМ оператора СИКН

296-01.V1.1

8ACFF446D2CB DE2D2101EAB1 95B9BBF0

MD5

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на дисплее комплекса измерительно-вычислительного 'ЪуЬегТгоГ. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения 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. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты "C".

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 3.

Таблица 3

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия"

Диапазон измерений расхода, м3/ч

От 250 до 6600

Количество измерительных линий, шт.

10 (6 рабочих, 3 резервных, 1 контрольно-резервная)

Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3

От 830 до 900

Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды, мм2/с (сСт)

От 5 до 30

Диапазон давления измеряемой среды, МПа

От 0,23 до 4,00

Диапазон температуры измеряемой среды, °С

От плюс 5 до плюс 50

Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более

0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы брутто измеряемой среды, %

± 0,25

Режим работы

Непрерывный

Средний срок службы системы, не менее

8 лет

Параметры электропитания:

- напряжение переменного тока, В

380, трехфазное, 50 Гц

220, однофазное, 50 Гц

Знак утверждения типа

наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

- система измерений количества и показателей качества нефти № 1560, 1 шт., заводской № 1560, 1 шт.;

- инструкция по эксплуатации системы, 1 экз.;

- документ МП 0062-14-2013 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1560. Методика поверки", 1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0062-14-2013 "Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1560. Методика поверки", утвержденному ФГУП "ВНИИР" 17 апреля 2013 г.

Основные средства поверки:

- установка трубопоршневая поверочная двунаправленная Smith Meter 1190, верхний предел диапазона расхода измеряемой среды 1190 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений ± 0,1 %;

- калибратор температуры модели АТС 156 В с двумя термопреобразователями сопротивления платиновыми STS100 A901, диапазон воспроизводимых температур от минус 40 °С до плюс 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- установка пикнометрическая, диапазон измерений от 600 до 1100 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,10 кг/м3;

- калибратор давления РРС-70, диапазон измерений давления от 0,085 до 7 МПа, пределы допускаемой приведенной основной погрешности ± 0,05 %;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5^108 имп;

- средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.

Сведения о методах измерений

Для измерения массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений, реализованный в документе "Рекомендация. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества № 1560 на ПСП "Сентябрьский" ООО "РН-Юганскнефтегаз" (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.14715).

Нормативные документы

1. ГОСТ 8.510-2002 "ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости";

2. ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений";

3. Техническая документация "FMC Technologies" FMC Measurement Solutions.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание