|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти 1200 |
| Обозначение типа | |
| Производитель | ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 1 год |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 1200 |
| Назначение | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1200 (далее – система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в автоматическом режиме.
|
| Описание | 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 | | 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 измерительно-вычислительный «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 измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» в комплекте с барьером искробезопасности |
Окончание таблицы 1
| Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Пределы допускаемой погрешности ИК | Состав ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | ИК плотности нефти | 2 (БИК) | ±0,30 кг/м3
(абсолютная) | Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 | Комплекс измерительно-вычислительный «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.
|
| Программное обеспечение | 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 технические характеристики | 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 контрольно-резервная) |
Окончание таблицы 4
| 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 |
|
| Комплектность | 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. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 1013-14-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1200. Методика поверки», утвержденномуФГУП «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.
|
| Нормативные и технические 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»
|
| Заявитель | Закрытое акционерное общество «ИМС Инжиниринг» (ЗАО «ИМС Инжиниринг»)
ИНН 7710431220
Адрес: 103050, г. Москва, Благовещенский пер., д. 12, стр. 2
Телефон (факс): (495) 775-77-25
|
| Испытательный центр | Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии – филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева»
(ВНИИР – филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 «а»
Телефон: (843) 272-70-62
Факс: (843) 272-00-32
E-mail: office@vniir.org
Аттестат аккредитации ВНИИР – филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
|
