|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти 438 |
| Обозначение типа | |
| Производитель | Акционерное общество "Транснефть - Метрология" (АО "Транснефть - Метрология"), 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 | 438 |
| Назначение | Система измерений количества и показателей качества нефти № 438 (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
|
| Описание | Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с применением измерительных компонентов: преобразователей расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователя расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти вычисляет комплекс измерительно-вычислительный, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты определения массовых долей воды, механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в испытательной лаборатории.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта в состав которой входят система сбора и обработки информации, узел подключения передвижной поверочной установки, а так же следующие технологические блоки: блок фильтров, блок измерительных линий (БИЛ), блок измерений показателей качества (далее – БИК), блок регулирования давления. В вышеприведенные технологические блоки входят измерительные компоненты по своему функционалу участвующие в измерениях массы брутто нефти, контроле и измерении параметров качества нефти, а так же контроле технологических режимов работы СИКН.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В состав СИКН входят измерительные компоненты, участвующие в измерениях массы нефти и приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты, утвержденного типа, приведенные в таблице 1. Часть измерительных компонентов СИКН, приведенных в таблице 3, формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК).
Таблица 1– Состав СИКН
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений | | Счетчики ультразвуковые ALTOSONIC V (мод. ALTOSONIC VM)* | 18656-04 | | Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01** | 67527-17 | | Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-05 | | Преобразователи плотности измерительные модели 7835 | 15644-96 | | Преобразователи плотности и вязкости измерительные модели 7827 | 15642-96 | | Устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7951 | 15645-96 | | Расходомер ультразвуковой OPTISONIC 6300 | 33604-06 | | Датчики давления Метран-150 | 32854-13 | | Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-04 | | Датчики температуры Rosemount 644 | 63889-16 | | *Далее по тексту – ПР.
**Далее по тексту – ИВК. |
В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
-автоматические измерения объема нефти в рабочем диапазоне расхода;
-автоматизированные измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода;
-автоматические измерения температуры, давления (избыточное, дифференциальное), плотности, вязкости нефти, объемной доли воды в нефти;
-измерения температуры и давления нефти с применением показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;
-проведение контроля метрологических характеристик и поверки ПР с применением трубопоршневой установки;
-автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушения установленных границ;
- вычисление массы нетто нефти;
- автоматическое регулирование расхода нефти через блок измерений показателей качества нефти для обеспечения требований ГОСТ 2517 - 2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
-автоматический и ручной отбор проб;
-защита информации от несанкционированного доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Конструкцией СИКН место нанесения заводского номера не предусмотрено. Идентификация СИКН возможна по заводскому номеру, указанному в эксплуатационной документации, обеспечивающей его сохранность в течении всего срока эксплуатации.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, конструкцией ПР, входящих в состав ИК объемного расхода нефти, установленных в БИЛ, предусмотрены места установки пломб, несущих на себе знак поверки (оттиск клейма поверителя), который наносится методом давления на свинцовые (пластмассовые) пломбы.
Схемы пломбировки от несанкционированного доступа с местами установки пломб представлена на рисунке 1.
| | | | | Рисунок 1 – Схема пломбировки от несанкционированного доступа ПР |
|
| Программное обеспечение | СИКН имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора и обеспечивает реализацию функций СИКН. Идентификационные данные ПО ИВК указаны в таблице 2. ПО АРМ оператора не содержит метрологически значимой части.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием системы ограничения доступа, установкой логина и пароля разного уровня доступа.
Метрологические характеристики СИКН указаны с учетом влияния ПО ИВК.
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 2 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | AnalogConverter.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.2.2.1 | | Цифровой идентификатор ПО | d1d130e5 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | SIKNCalc.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.2.2.1 | | Цифровой идентификатор ПО | 6ae1b72f | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | Sarasota.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.18 | | Цифровой идентификатор ПО | 1994df0b | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | PP_78xx.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.20 | | Цифровой идентификатор ПО | 6aa13875 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI1974.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.6.1.11 | | Цифровой идентификатор ПО | 4bc442dc | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3233.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.28 | | Цифровой идентификатор ПО | 58049d20 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3265.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.6.1.3 | | Цифровой идентификатор ПО | 29c26fcf | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3266.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.6.1.6 | | Цифровой идентификатор ПО | 4c134dd0 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | |
Продолжение таблицы 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | MI3267.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.6.1.5 | | Цифровой идентификатор ПО | 5e6ec20d | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3287.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.6.1.4 | | Цифровой идентификатор ПО | 86fff286 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3312.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.30 | | Цифровой идентификатор ПО | f3578252 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3380.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.6.1.12 | | Цифровой идентификатор ПО | e2edee82 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | KMH_PP.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.17 | | Цифровой идентификатор ПО | 5b181d66 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | KMH_PP_AREOM.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.3.3.1 | | Цифровой идентификатор ПО | 62b3744e | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI2816.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.5 | | Цифровой идентификатор ПО | c5136609 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3151.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.21 | | Цифровой идентификатор ПО | c25888d2 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Продолжение таблицы 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | MI3272.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.50 | | Цифровой идентификатор ПО | 4ecfdc10 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | KMH_MPR_MPR.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.4 | | Цифровой идентификатор ПО | 82dd84f8 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3288.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.14 | | Цифровой идентификатор ПО | c14a276b | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3155.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.30 | | Цифровой идентификатор ПО | 8da9f5c4 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI3189.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.21 | | Цифровой идентификатор ПО | 41986ac5 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | KMH_PV.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.2.1 | | Цифровой идентификатор ПО | adde66ed | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | KMH_PW.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.2 | | Цифровой идентификатор ПО | 2a3adf03 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | MI2974.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.21 | | Цифровой идентификатор ПО | c73ae7b9 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Продолжение таблицы 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | MI3234.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.34 | | Цифровой идентификатор ПО | df6e758c | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | | Идентификационное наименование ПО | GOSTR8908.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.33 | | Цифровой идентификатор ПО | 37cc413a | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | | Примечание - Цифровой идентификатор ПО представлен в шестнадцатеричной системе счисления в виде буквенно-цифрового кода, регистр букв при этом может быть представлен в виде заглавных или прописных букв, при этом значимым является номинал и последовательность расположения цифр или букв. |
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав и основные метрологические характеристики ИК, а также метрологические и основные технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды приведены в таблицах 3-5.
Таблица 3 – Состав и основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Наименование
ИК | Количество ИК
(место установки) | Состав ИК | Диапазон
измерений | Пределы допускаемой погрешности ИК | | 1.1 | Объема (объемного расхода) нефти | 1
(БИЛ,
ИЛ* № 1) | ПР | ИВК | от 310
до 850 м3/ч** | ±0,15 % (относительная) | | 1.2 | Объема (объемного расхода) нефти | 1
(БИЛ,
ИЛ № 2) | ПР | ИВК | от 310
до 850 м3/ч** | | 1.3 | Объема (объемного расхода) нефти | 1
(БИЛ,
ИЛ № 3) | ПР | ИВК | от 310
до 850 м3/ч** |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИК | Наименование
ИК | Количество ИК
(место установки) | Состав ИК | Диапазон
измерений | Пределы допускаемой погрешности ИК | | 2.1 | Плотности нефти | 1 (БИК, А) | Преобразователь плотности измерительный модели 7835 | ИВК | от 850
до 890
кг/м3 | ±0,3 кг/м3 (абсолютная) | | 2.2 | Плотности нефти | 1 (БИК, Б) | Преобразователь плотности измерительный модели 7835 | ИВК | от 850 до 890 кг/м3 | ±0,3 кг/м3 (абсолютная) | | 3.1 | Вязкости нефти | 1 (БИК, ВЗ101А) | Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827 | Устройство измерения параметров жидкости и газа 7951, ИВК | от 10 до 100 сПз | (1,0 %
(приведенная) | | 3.2 | Вязкости нефти | 1 (БИК, ВЗ102А) | Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827 | Устройство измерения параметров жидкости и газа 7951, ИВК | от 10 до 100 сПз | | 4 | Объемного расхода нефти | 1 (БИК) | Расходомер ультразвуковой OPTISONIC 6300 | ИВК | от 0,84
до 18,35 м3/ч** | ±5,0 % (относительная) | | * Измерительная линия.
** Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки СИКН и не может превышать максимальный диапазон измерений. |
Таблица 4 – Метрологические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение | | Диапазон измерений объемного расхода нефти*, м3/ч | от 310 до 1700 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 | | *Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки СИКН и не может превышать максимальный диапазон измерений. |
Таблица 5 – Основные технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных линий, шт. | 3
(2 рабочие, 1 резервная) | | Избыточное давление нефти, МПа
- минимально допустимое
- рабочее
- максимально допустимое | 0,2
от 0,2 до 0,6
0,6 | | Суммарные потери давления на СИКН при
максимальном расходе и максимальной вяз-
кости, МПа
- в рабочем режиме, не более
- в режиме поверки и КМХ*, не более | 0,2
0,4 | | Режим работы СИКН | непрерывный | | Параметры измеряемой среды: | | | - измеряемая среда | нефтьпо ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические условия» | | - температура, °С | от +2 до +25 | | - плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 | от 850 до 890 | | - вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) | от 12 до 100 | | - массовая доля воды, %, не более | 1 | | - массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | | - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 | | - массовая доля серы, % | от 0,3 до 1,8 | | - содержание свободного газа | не допускается |
Продолжение таблицы 5
| Наименование характеристики | Значение | | 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
- атмосферное давление, кПа
- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование СИКН, % | от -40 до +38
от 84 до 106
от 30 до 80 | | Срок службы, лет, не менее | 10 | | *Контроль метрологических характеристик. |
|
| Комплектность | Комплектность СИКН приведена в таблице 6.
Таблица 6 – Комплектность СИКН
| Наименование | Обозначение | Количество | | Система измерений количества и показателей качества нефти № 438, заводской № 438 | - | 1 шт. | | Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. | | Методика поверки | МП 1267-14-2021 | 1 экз. |
|
| Поверка | приведены в документе «Инструкция. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 438», свидетельство об аттестации№ 197-RA.RU.312546-2021, аттестованном АО «Транснефть - Метрология», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312546.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 438
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 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 | Акционерное общество «Транснефть - Метрология»
(АО «Транснефть - Метрология»)
Адрес: 123112, г. Москва, Пресненская набережная, д. 4, стр. 2
ИНН: 7723107453
Телефон: 8(495) 950-87-00
Факс: 8(495) 950-85-97
E-mail: cmo@cmo.transneft.ru
|
| Испытательный центр | Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева»
Юридический адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский проспект, 19
Адрес местонахождения: 420088, Россия, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7 «а»
Телефон: 8(843) 272-70-62
Факс: 8(843) 272-00-32
Web-сайт: www.vniir.org
E-mail: office@vniir.org
Регистрационный номер в реестре аккредитованных лиц RA.RU.310592
|
