|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти 505 на ЦПС Ершового месторождения |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "ИМС Индастриз", 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.№ 01 |
| Назначение | Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
|
| Описание | Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с применением преобразователей расхода жидкости турбинных. Выходные электрические сигналы преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В составе системы применены средства измерений утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав системы
| Наименование средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде | | 1 | 2 | | Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ 50-70N с Ду 50 мм (далее - ТПР) | 15427-06 | | Преобразователи расхода жидкости турбинные TZN (далее - ТПР) | 46057-11 | | Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-01 | | Преобразователи измерительные 644 | 14683-00 | | Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 | 27129-04 | | Датчики температуры 644 | 39539-08 | | Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-99 | | Преобразователь давления измерительный 3051 | 14061-04 | | Преобразователь давления измерительный 3051 TG | 14061-10 | | Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 | 15644-01 | | Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-01 | | Термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 | 303-91 | | Манометры показывающие для точных измерений МПТИ | 26803-11 | | Манометры для точных измерений МТИ-1246 | 1844-63 | | Манометры показывающие для точных измерений МПТИ-М1 | 44641-10 | | Счетчики жидкости турбинные CRA/MRT97 | 22214-01 | | Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (далее - ИВК) | 19240-00 |
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения объемного расхода и объема нефти по каждой измерительной линии (ИЛ) и системы в целом;
- автоматизированные измерения массы брутто нефти и вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории;
- автоматические измерения плотности, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти в блоке измерений количества и показателей качества нефти (далее - БИК);
- автоматические измерения температуры в ИЛ блока измерительных линий (БИЛ), БИК, входном и выходном коллекторе СИКН;
- автоматические измерения избыточного давления в ИЛ БИЛ, БИК, входном и выходном коллекторах СИКН;
- измерения давления и температуры с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) и поверку рабочих и резервного ТПР с применением установки трубопоршневой (далее - ТПУ);
- поверку ТПУ с применением передвижной трубопоршневой поверочной установки;
- регулирование расхода нефти через систему;
- ручное управление запорной и регулирующей арматурой;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
|
| Программное обеспечение | Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора.
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).
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 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.
Уровень защиты ПО соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | oil_tm.exe | RateCalc | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 342.01.01 | 2.4.1.1 | | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 1FEEA203 | F0737B4F | | Алгоритм вычисления контрольной суммы | CRC32 | CRC32 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Диапазон измерений расхода, м3/ч | от 8,75 до 112 | | 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
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных линий | 3 (2 рабочие, 1 резервная) | | Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:
- в рабочем режиме
- в режиме поверки и контроля метрологических характеристик | 0,2
0,4 | | Давление, МПа:
- рабочее
- минимальное
- максимальное расчетное | 0,7
0,3
4,0 | | Режим работы системы | непрерывный, автоматизированный | | Параметры измеряемой среды | | Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» | | Плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 | от 770 до 890 | | Температура нефти, °С | от +5 до +40 | | Вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры, мм2/с | от 2,715 до 4,903 | | Массовая доля воды, %, не более | 1,0 | | Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | | Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 | | Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более | 66,7 (500) | | Массовая доля серы, %, не более | 1,8 |
Окончание таблицы 4
| Наименование характеристики | Значение | | Содержание свободного газа | не допускается | | Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц | 380±38 (трехфазное);
220±22 (однофазное)
50±1 | | Условия эксплуатации:
- температура наружного воздуха, °С
- температура воздуха в помещении, °С
- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, %
- атмосферное давление, кПа | от -50 до +50
от +10 до +30
от 30 до 80
от 84,0 до 106,7 |
|
| Комплектность | Таблица 5 - Комплектность системы
| Наименование | Обозначение | Количество | | Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения | зав. № 01 | 1 шт. | | Система измерений количества и показателей качества нефти № 505. Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. | | Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения. Методика поверки, с изменением № 1 | МП 0593-14-2017 с изменением № 1 | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 0593-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения. Методика поверки» с изменением № 1, утвержденному ФГУП «ВНИИР» 11 мая 2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с Приказом 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», с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки ТПР, входящих в состав системы, во всем диапазоне измерений;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений (СИ) с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 505 на ЦПС Ершового месторождения
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения 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 | Общество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз» (ООО «ИМС Индастриз»)
ИНН 7736545870
Адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А
Юридический адрес: 142703, г. Видное, ул. Донбасская, д. 2
Телефон (факс): (495) 221-10-50, (495) 221-10-51
E-mail: ims@imsholding.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: Республика Татарстан, 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7 «а»
Телефон (факс): (843) 272-70-62, (843) 272-00-32
Е-mail: office@vniir.org
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
|
