Система измерений количества и показателей качества нефти № 276. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти № 276

Основные
Тип
Год регистрации 2005
Дата протокола 06 от 28.04.05 п.43
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 20562
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проектная документация ООО "ПермНИПИнефть"
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 276 (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных. Выходные электрические сигналы преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователей температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, 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 фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, 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.

Система состоит из двух рабочих и одной резервной измерительных линий.

В состав системы входят следующие средства измерений:

- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N c Ду 150 (далее - ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее - регистрационный номер) 15427-01;

- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный номер 22257-01, в комплекте с преобразователями измерительными 3144 к датчикам температуры, регистрационный номер 14683-00;

- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационные номера 14061-99, 14061-04;

- денсиметры SARASOTA модификации FD960, регистрационный номер 19879-00;

- плотномеры SARASOTA, регистрационный номер 51945-12;

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, регистрационный номер 15642-01;

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827, регистрационный номер 15642-06, в комплекте с комплексами программно-техническими модели 7951ЕА, регистрационный номер 53848-13;

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационные номера 14557-01, 14557-10;

- счетчик-расходомер массовый модели R, регистрационные номера 13425-01, 13425-06;

- установка стационарная трубопоршневая поверочная «Прувер С-0,05» (далее - ТПУ), регистрационный номер 26293-04.

В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:

- контроллеры измерительные FloBoss модели S600 (далее - ИВК), регистрационный номер 14661-02;

- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы;

- контроллер SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000, регистрационный номер 16856-03.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

- манометры для точных измерений типа МТИ, регистрационный номер 1844-63;

- манометры избыточного давления показывающие для точных измерений МТИф, регистрационный номер 34911-07;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматические измерения объемного расхода и объема нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;

- 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;

- автоматические измерения плотности, вязкости и объемной доли воды в нефти;

- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

- проведение контроля метрологических характеристик и поверки ТПР с применением ТПУ, аттестованной в качестве рабочего эталона единицы объемного расхода жидкости 2 разряда в диапазоне значений от 50 до 500 м3/ч, регистрационный № 3.6.АОЮ.0003.2015, или передвижной поверочной установки;

- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

- автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

- защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах АРМ оператора системы. Идентификационные данные ПО ИВК приведены в таблице 1.

Таблица 1

Идентификационные данные (признаки)

Значение

ПО ИВК (основной)

ПО ИВК (резервный)

Идентификационное наименование ПО

-

-

Номер версии (идентификационный номер) ПО

04.11p

04.111

Цифровой идентификатор ПО

-

-

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений осуществляется путем защиты от несанкционированного доступа.

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 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) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.

ПО системы имеет средний уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Технические характеристики

Метрологические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблице 2.

Таблица 2

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон измерений расхода измеряемой среды, м3/ч

от 160 до 1000

Избыточное давление измеряемой среды, МПа

от 0,3 до 1,4

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Параметры измеряемой среды

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»

Температура измеряемой среды, °С

от +5 до +30

Плотность измеряемой среды, кг/м3

от 850 до 930

Вязкость кинематическая измеряемой среды, мм2/с: - при температуре 20 ° С

- в рабочем диапазоне температуры

40 от 10 до 40

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

300

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая доля серы, %

от 1,8 до 4,0

Содержание свободного газа

не допускается

Основные технические характеристики системы приведены в таблице 3.

Таблица 3

Наименование характеристики

Значение характеристики

Количество измерительных линий, шт.

3 (две рабочие, одна резервная)

Режим работы системы

непрерывный

Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц

220, 380

50

Условия эксплуатации:

- температура окружающего воздуха, °С

от -37 до +40

Потребляемая мощность, кВт, не более

120

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

Таблица 4

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти № 276, заводской № 02

-

1 шт.

Инструкция по эксплуатации

-

1 экз.

Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 276. Методика поверки

МП 0540-14-2016

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0540-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 276. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 22 декабря 2016 г.

Основные средства поверки:

- рабочий эталон единицы объемного расхода жидкости 2 разряда в диапазоне значений от 50 до 500 м3/ч по ГОСТ 8.142-2013;

- средства поверки в соответствии с методикой поверки на систему.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 276 «Оса» ООО «Лукойл-Пермь» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 802014-04, зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2009.06756).

Нормативные документы

ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости

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

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Развернуть полное описание