|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО "Транснефть - Приволга" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО "Транснефть - Приволга", г.Самара |
| 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.№ 905 |
| Назначение | Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (далее – система) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
|
| Описание | Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью преобразователей расхода жидкости ультразвуковых, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей расхода жидкости ультразвуковых, преобразователей температуры, давления, плотности 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.
Система состоит из четырех рабочих, одной резервной и одной контрольно-резервной измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
– преобразователи расхода жидкости ультразвуковые DFX-ММ (далее – УЗР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее – регистрационный номер) 57471-14;
– преобразователи (датчики) давления измерительные EJ*, регистрационный номер 59868-15;
– датчики температуры Rosemount 644, регистрационный номер 63889-16;
– преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный номер 15644-01;
– преобразователи плотности и вязкости FVM, регистрационный номер 62129-15;
– влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный номер 14557-15;
– счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, регистрационный номер 22214-01;
– расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный номер57762-14.
В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:
– комплекс измерительно-вычислительный ТН-01 (далее – ИВК), регистрационный номер 67527-17;
– автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры для точных измерений МТИ, регистрационный номер 1844-63;
– манометры показывающие для точных измерений МТИф, регистрационныйномер 34911-11;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4, регистрационныйномер 303-91.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗР применяется двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» (далее – ТПУ), регистрационный номер 20054-00, применяемая в качестве рабочего эталона 1-го разряда.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– автоматические измерения объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным 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 нефти;
– измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
– проведение КМХ рабочих УЗР с применением контрольно-резервного УЗР, применяемого в качестве контрольного;
– проведение КМХ и поверки УЗР с применением ТПУ;
– 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 | Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах АРМ оператора. Идентификационные данные ПО ИВК указаны в таблице 1, ПО АРМ оператора не содержит метрологически значимой части.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | AnalogConverter.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.6 | | Цифровой идентификатор ПО | 90389369 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | SIKNCalc.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.24 | | Цифровой идентификатор ПО | 81827767 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | Sarasota.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.18 | | Цифровой идентификатор ПО | 868ebfd5 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Продолжение таблицы 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | PP_78xx.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.20 | | Цифровой идентификатор ПО | c1085fd3 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI1974.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.30 | | Цифровой идентификатор ПО | 8719824e | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3233.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.28 | | Цифровой идентификатор ПО | 287ea7e8 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3265.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.30 | | Цифровой идентификатор ПО | a5d0edc6 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3266.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.29 | | Цифровой идентификатор ПО | 18f18941 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3267.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.24 | | Цифровой идентификатор ПО | 379495dc | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3287.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.37 | | Цифровой идентификатор ПО | d498a0f8 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3312.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.30 | | Цифровой идентификатор ПО | fe6d172f | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3380.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.47 | | Цифровой идентификатор ПО | ebd763ac | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Продолжение таблицы 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | KMH_PP.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.17 | | Цифровой идентификатор ПО | eff0d8b4 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | KMH_PP_AREOM.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.28 | | Цифровой идентификатор ПО | 3f55fff6 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI2816.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.4 | | Цифровой идентификатор ПО | 5a4fc686 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3151.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.21 | | Цифровой идентификатор ПО | c59a881c | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3272.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.50 | | Цифровой идентификатор ПО | 936296d7 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | KMH_MPR_MPR.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.4 | | Цифровой идентификатор ПО | 26d8c364 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3288.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.14 | | Цифровой идентификатор ПО | 8336ab63 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3155.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.30 | | Цифровой идентификатор ПО | c226eb11 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3189.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.21 | | Цифровой идентификатор ПО | 47200dd9 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Продолжение таблицы 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | KMH_PV.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.2 | | Цифровой идентификатор ПО | 82b5bb32 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | KMH_PW.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.2 | | Цифровой идентификатор ПО | 2765bade | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 – Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Диапазон динамических измерений массы нефти, т/ч (м3/ч) | от 246 до 6300(от 300 до 7000) | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 – Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных линий, шт. | 6 (4 рабочие, 1 резервная,1 резервно-контрольная) | | Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические условия» | | Избыточное давление измеряемой среды, МПа:
- минимально допустимое
- рабочее
- максимально допустимое | 0,1
от 0,2 до 4,5
5,5 | | Температура измеряемой среды, °С | от +1,0 до +40,0 | | Плотность измеряемой среды, кг/м3:
- при минимальной в течение года температуре измеряемой среды
- при максимальной в течение года температуре измеряемой среды | от 870,0 до 900,0
от 820,0 до 880,0 | | Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) | от 5,0 до 130,0 | | 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 сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 100,0 | | Массовая доля серы, %, не более | 1,8 | | Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более | 100,0 |
Продолжение таблицы 3
| Наименование характеристики | Значение | | 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 | | Режим управления:
- запорной арматурой БИЛ
- регуляторами расхода | автоматизированный
автоматический | | Температура воздуха внутри помещения БИК, °С | от +5 до +28 | | Содержание свободного газа | не допускается | | Режим работы системы | непрерывный |
|
| Комплектность | Комплектность системы приведена в таблице 4.
Таблица 4 – Комплектность системы
| Наименование | Обозначение | Количество | | Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга», заводской № 905 | | 1 шт. | | Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. | | Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки | МП 0718-14-2017 | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 0718-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 22 декабря 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки УЗР, входящих в состав системы, во всем диапазоне измерений.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений 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 «СИКН № 905 ПСП на 915 км Волгоградского РНУАО «Транснефть - Приволга»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
|
| Заявитель | Акционерное общество «Транснефть - Приволга» (АО «Транснефть - Приволга»)
ИНН 6317024749
Адрес: 443020, Самарская область, г. Самара, ул. Ленинская, д. 100
Телефон: (846) 250-02-41, факс: (846) 999-84-46
Е-mail: privolga@sam.transneft.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
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 ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
|
