Номер по Госреестру СИ: 50351-12
50351-12 Система измерений количества и параметров нефти сырой оперативного узла учета Компании КанБайкал Резорсез Инк, расположенного в точке подключения УДР ЦПС ООО "ЗМБ"Свидетельство заменено на в связи с изменением формы собственности изготовителя
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой оперативного узла учета Компании КанБайкал Резорсез Инк, расположенного в точке подключения УДР ЦПС ООО «ЗМБ» (далее СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти при товарообменной операции между Компанией КанБайкал Резорсез Инк и ООО «Западно-Малобалыкское».
Программное обеспечение
Программное обеспечение состоит из микропрограммы «icc» в составе ИВК и программы модуля верхнего уровня «Start.gdf» для АРМ Вектор.
Микропрограмма «icc» обеспечивает функции ИВК по преобразованию и передаче измерительных сигналов от первичных преобразователей к АРМ оператора.
Программа модуля верхнего уровня «Start.gdf» обеспечивает функции АРМ оператора СИКНС по вычислению результатов измерений.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1. Таблица 1
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Измерительновычислительный комплекс «Вектор-02» на базе контроллера MicroPC |
icc |
6.4.1 |
81AA6AED |
Для вычисления использована программа Arpoon Checksum Version 1.5 |
Автоматизированное рабочее место оператора «АРМ Вектор» |
Start.gdf |
9.13 |
AC7F9EE3 |
Для вычисления использована программа Arpoon Checksum Version 1.5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений С по МИ 3286-2010.
Монтаж и наладка СИКНС осуществляется непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом и на маркировочную табличку СИКНС графическим методом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
«Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров качества оперативного узла учета сырой нефти (ОУУН) Компании КанБайкал Резорсез Инк, в точке подключения УДР ЦПС ООО «ЗМБ»» Разработана и аттестована 18.08.2011 г. ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к СИКНС оперативного узла учета Компании КанБайкал Резорсез Инк, расположенного в точке подключения УДР ЦПС ООО «ЗМБ»
- ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования;
- ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений:
- товарообменные операции.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 50351-12 «Инструкция ГСИ Система измерений количества и параметров качества оперативного узла учета сырой нефти Компании КанБайкал Резорсез Инк, в точке подключения УДР ЦПС ООО «ЗМБ». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 08 ноября 2011 г..
Перечень основного поверочного оборудования указан в таблице 3. Таблица 3
Средства измерений |
Характеристики средств измерений |
Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти (УПВА) |
Диапазон измерения по току 0-20 мА, по частоте до 15000Гц, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,025 % |
Магазин сопротивлений Р4831 |
Диапазон сопротивлений от 0 до 300 Ом; погрешность не более ± 0,02 % |
Калибратор давления |
Диапазон давлений от 0 до 10,0 МПа, класс точности 0,04 |
Калибратор температуры |
Диапазон температур от минус 50 до +50 оС; абсолютная погрешность не более ± 0,05 оС |
Преобразователи плотности жидкости измерительные «So-lartron» типа 7835 |
Диапазон плотностей от 700 до 1100 кг/м3; погрешность измерения не более ± 0,10 кг/м3 |
Трубопоршневая установка 2 разряда ОЗНА-Прувер С-280 |
Диапазон расхода (10 -280) м3/ч предел допускаемой относительной погрешности ± 0,1 % |
Примечание: возможно применение других эталонных средств измерений с характеристиками не хуже чем указаны выше. |
Изготовитель
ЗАО «ИПФ Вектор», 625031, РФ г. Тюмень, ул. Шишкова, 88, тел. (3452) 388-720,факс 388-727, Е-mail: sekretar@ipfvektor.ru
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измеренийФБУ «Тюменский ЦСМ», аттестат аккредитации № 30024-11. 625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88, тел 3452-206295, т/факс 3452-280084, E-mail: mail@csm72.ru
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти с помощью преобразователей массового расхода, поточного преобразователя плотности, преобразователей температуры, давления и измерительно-вычислительного комплекса (ИВК).
Сигналы с первичных преобразователей поступают на соответствующие входы ИВК, ИВК преобразует их в числовое значение величин и передает данные на АРМ оператора СИКНС. АРМ оператора, с учетом параметров качественного состава сырой нефти, вычисляет массу нетто нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из функционально объединенных блоков:
-
- блока измерительных линий (БИЛ);
-
- блока измерений параметров качества нефти (БИК);
-
- блока фильтров (БФ);
-
- системы сбора и обработки информации (СОИ).
БФ состоит из двух фильтров: одного рабочего и одного резервного. БФ осуществляет тонкую очистку нефти от механических примесей.
БИЛ состоит из одной измерительной рабочей линии и одной контрольной, с функцией резервной. Измерение массы брутто сырой нефти выполняет счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF 300.
БИК укомплектован влагомером, плотномером, преобразователем избыточного давления, измерительным преобразователем температуры, предназначенными для контроля параметров качества нефти. В БИК предусмотрено место и технологическая обвязка для подключения рабочего эталона плотности - пикнометрической установки, устройств для контроля содержания газа в нефти УОСГ.
В состав СОИ СИКНС входят: шкаф ИВК, шкаф вторичной аппаратуры и программируемого логического контроллера вспомогательных систем, автоматизированное рабочее место оператора (АРМ оператора).
Система сбора и обработки информации и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих функций:
- измерение в автоматическом режиме:
-
1) массового расхода сырой нефти по каждой измерительной линии и в целом по СИКНС;
-
2) объемного расхода сырой нефти в БИК;
-
3) объемной доли воды в сырой нефти;
-
4) давления в БИЛ и БИК;
-
5) температуры в БИЛ и БИК;
-
6) плотности нефти;
- расчет в автоматическом режиме:
-
1) суммарной массы брутто сырой нефти от начала отчетного периода и за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки);
-
2) суммарной массы нетто нефти с учетом параметров качественного состава сырой нефти (плотность, влагосодержание, массовая доля механических примесей, массовая концентрация хлористых солей), измеренных или введенных вручную по результатам лабораторного анализа, от начала отчетного периода и за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки);
-
3) средних значений температуры, давления, влагосодержания нефти за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки, с начала партии);
- автоматическая обработка результатов поверки и контроля метрологических характеристик средств измерений;
- световая и звуковая сигнализация запредельных и аварийных состояний СИКНС и запредельных характеристик по нефти;
- передача измеряемых и расчетных параметров в АРМ оператора СИКНС.
Вид измерительной системы в соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002: ИС-2.
Таблица 2
Наименование и тип средства измерений |
Метрологические характеристики |
Кол-во |
Номер Г осрее-стра |
Блок фильтров | |||
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ У2-4,0 |
Верхний предел измерений 4 МПа, класс точности 0,6 |
2 |
37047-08 |
Блок измерительных линий | |||
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF 300 (контрольный) в комплекте с измерительным преобразователем MVD 2700 |
Верхний предел расходов 272 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,2 % |
1 |
45115-10 |
Счетчик-расходомер массовый Mi его Motion CMF 300 (рабочий) в комплекте с измерительным преобразователем MVD 2700 |
Верхний предел расходов 272 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,25 % |
1 |
45115-10 |
Термопреобразователь сопротивления с измерительными преобразователями 644 |
Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, допускаемая абсолютная погрешность ± 0,2 °С |
1 |
39539-08 |
Преобразователи давления измерительные 3051 |
Верхний предел измерений 4,0 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 % |
1 |
14061-10 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 |
Диапазон измерений от 0 до + 55 °С, цена деления 0,1 °С, предел допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С |
1 |
303-91 |
Манометр показывающий для точных измерений МПТИ У2-4,0 |
Верхний предел измерений 4,0 МПа, класс точности 0,6 |
1 |
37047-08 |
Блок измерения параметров качества нефти | |||
Влагомер нефти поточный УДВН-1 пм2 |
Верхний предел измерений 10 %, предел допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 % |
1 |
14557-10 |
Преобразователи плотности жидкости измерительные «Solartron» 7835 |
Диапазоне измерений от 700 до 1100 кг/м3 , предел допускаемой погрешности преобразования плотности ± 0,3 кг/м3 |
1 |
15644-06 |
Термопреобразователь сопротивления с измерительными преобразователями 644 |
Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, допускаемая абсолютная погрешность ± 0,2 °С |
1 |
39539-08 |
Наименование и тип средства измерений |
Метрологические характеристики |
Кол-во |
Номер Г осрее-стра |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 |
Диапазон измерений от 0 до + 55 °С, цена деления 0,1 °С, предел допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С |
1 |
303-91 |
Преобразователи давления измерительные 3051 |
Верхний предел измерений 4,0 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 % |
1 |
14061-10 |
Манометры показы вающие для точных измерений МПТИ У2-4,0 |
Верхний предел измерений 4,0 МПа, класс точности 0,6 |
2 |
37047-08 |
Расходомер жидкости турбинный PTF 025 |
Диапазон измерений до 20 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 % |
1 |
11735-06 |
Блок управления | |||
Измерительно-вычислительный комплекс ИВК «Вектор-02» |
Предел допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % |
1 |
43724-10 |
АРМ-оператора |
1 | ||
Комплект документации | |||
Руководство по эксплуатации, экз. |
1 | ||
Методика поверки, экз. |
1 |
- массового расхода СИКНС - давления - температуры - плотности - объемной доли воды в сырой нефти Пределы допускаемой относительной погрешности измерения: |
от 20 до 150 т/ч от 0,2 до 4,0 МПа от 0 до + 50 °С3 от 820 до 900 кг/м3 до 10 % |
- массы брутто сырой нефти - массы нетто сырой нефти Пределы допускаемой приведенной погрешности измерения давления Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры |
± 0,25 % ± 0,4 % ± 0,5 % ± 0,2 оС |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности объемной доли воды в сырой нефти ± 0,1 %
Предел допускаемой абсолютной погрешности измерения плотности |
± 0,3 кг/м3 |
Предел допускаемой относительной погрешности измерения расхода в БИК ± 5,0 %
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха:
- для первичных измерительных преобразователей - для ИВК и АРМ оператора верхнего уровня Относительная влажность окружающего воздуха: |
от 0 до + 50 оС от + 5 до + 40 оС |
- для первичных измерительных преобразователей - для устройств, устанавливаемых вне технологической части СИКНС Режим работы Напряжение питания переменного тока с частотой (50 ± 1) Гц |
до 98 % до 85 % непрерывный 220 В+-1150%% |