Номер по Госреестру СИ: 91971-24
91971-24 Система измерений количества и показателей качества нефти № 437 ПСП "Рязань". Резервная схема учета
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 437 ПСП «Рязань». Резервная схема учета (далее - СИКН РСУ) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Внешний вид.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 437 ПСП "Рязань". Резервная схема учета
Рисунок № 1
Внешний вид.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 437 ПСП "Рязань". Резервная схема учета
Рисунок № 2
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН РСУ обеспечивает реализацию функций СИКН РСУ.
Защита ПО СИКН РСУ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
ПО СИКН РСУ защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров системой идентификации пользователя.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКН РСУ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКН РСУ
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
AnalogConverter. app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.2.14.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
9319307D |
Идентификационное наименование ПО |
SIKNCalc.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.7.14.3 |
Цифровой идентификатор ПО |
17D43552 |
Идентификационное наименование ПО |
Sarasota.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.18 |
Цифровой идентификатор ПО |
5FD2677A |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
PP 78xx.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.20 |
Цифровой идентификатор ПО |
CB6B884C |
Идентификационное наименование ПО |
MI1974.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.6.14.11 |
Цифровой идентификатор ПО |
116E8FC5 |
Идентификационное наименование ПО |
MI3233.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.28 |
Цифровой идентификатор ПО |
3836BADF |
Идентификационное наименование ПО |
MI3265.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.6.14.3 |
Цифровой идентификатор ПО |
4EF156E4 |
Идентификационное наименование ПО |
MI3266.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.6.14.6 |
Цифровой идентификатор ПО |
4D07BD66 |
Идентификационное наименование ПО |
MI3267.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.6.14.5 |
Цифровой идентификатор ПО |
D19D9225 |
Идентификационное наименование ПО |
MI3287.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.6.14.4 |
Цифровой идентификатор ПО |
3A4CE55B |
Идентификационное наименование ПО |
MI3312.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.30 |
Цифровой идентификатор ПО |
E56EAB1E |
Идентификационное наименование ПО |
MI3380.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.6.14.12 |
Цифровой идентификатор ПО |
23F21EA1 |
Идентификационное наименование ПО |
KMH PP.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.17 |
Цифровой идентификатор ПО |
71C65879 |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
KMH PP AREOM.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.3.14.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
62C75A03 |
Идентификационное наименование ПО |
MI2816.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.5 |
Цифровой идентификатор ПО |
B8DF3368 |
Идентификационное наименование ПО |
MI3151.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.21 |
Цифровой идентификатор ПО |
F3B1C494 |
Идентификационное наименование ПО |
KMH MPR MPR.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.4 |
Цифровой идентификатор ПО |
6A8CF172 |
Идентификационное наименование ПО |
MI3272.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.50 |
Цифровой идентификатор ПО |
232DDC3F |
Идентификационное наименование ПО |
MI3288.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.14 |
Цифровой идентификатор ПО |
32D8262B |
Идентификационное наименование ПО |
MI3155.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.30 |
Цифровой идентификатор ПО |
F70067AC |
Идентификационное наименование ПО |
MI3189.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.21 |
Цифровой идентификатор ПО |
35DD379D |
Идентификационное наименование ПО |
KMH PV.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
9F5CD8E8 |
Идентификационное наименование ПО |
KMH PW.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.2 |
Цифровой идентификатор ПО |
5C9E0FFE |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
MI2974.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.21 |
Цифровой идентификатор ПО |
AB567359 |
Идентификационное наименование ПО |
MI3234.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.34 |
Цифровой идентификатор ПО |
ED6637F5 |
Идентификационное наименование ПО |
GOSTR8908.app |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.14.33 |
Цифровой идентификатор ПО |
8D37552D |
Примечания
|
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Инструкция. Масса нефти. Методика измерений резервной схемой учета системы измерений количества и показателей качества нефти № 437 НПС «Рязань» Рязанского РНУ АО «Транснефть - Верхняя Волга», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 392-RA.RU.312546-2023 от 05.10.2023.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПостановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.1.1);
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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».
Правообладатель
Акционерное общество «Транснефть - Верхняя Волга»
(АО «Транснефть - Верхняя Волга»)
ИНН 5260900725
Юридический адрес: 603006, г. Нижний Новгород, пер. Гранитный, д. 4/1
Изготовитель
Акционерное общество «Транснефть - Верхняя Волга»
(АО «Транснефть - Верхняя Волга»)
ИНН 5260900725
Адрес: 603006, г. Нижний Новгород, пер. Гранитный, д. 4/1
Испытательный центр
Акционерное общество «Транснефть - Автоматизация и Метрология»
АО «Транснефть - Автоматизация и Метрология»)
Адрес: 123112, г. Москва, Пресненская наб., д. 4, стр. 2
Телефон: (495) 950-87-00
Факс: (495) 950-85-97
Web-сайт: https://metrology.transneft.ru/
E-mail: cmo@cmo.transneft.ru
Правообладатель
Акционерное общество «Транснефть - Верхняя Волга»
(АО «Транснефть - Верхняя Волга»)
ИНН 5260900725
Юридический адрес: 603006, г. Нижний Новгород, пер. Гранитный, д. 4/1
Принцип действия СИКН РСУ основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением преобразователей объемного расхода, плотности нефти с применением преобразователя плотности или определенной в лаборатории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразователей избыточного давления и объемной доли воды в нефти, определенной в лаборатории.
СИКН РСУ, заводской № 437/2, представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН РСУ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН РСУ и эксплуатационными документами на ее компоненты.
СИКН РСУ состоит из:
-
- блока измерительных линий, включающий в себя две рабочие измерительные линии;
-
- блока фильтров, входящий в состав системы измерений количества и показателей качества нефти № 437 ПСП «Рязань» (далее - основная СИКН);
-
- блока измерений показателей качества нефти, входящий в состав основной СИКН;
-
- системы сбора и обработки информации;
-
- системы дренажа.
В составе СИКН РСУ применены измерительные компоненты (средства измерений (СИ)) утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН РСУ
Наименование и тип измерительного компонента (СИ) |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Счетчики ультразвуковые ALTOSONIC-5 |
18656-00 |
(мод. ALTOSONIC-5M) (далее - УПР) |
18656-99 |
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 |
52638-13 |
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 |
15642-06 |
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-15 |
Датчики температуры 644, 3144Р |
39539-08 |
Датчики температуры ТМТ142R |
63821-16 |
Термопреобразователи прецизионные ПТ 0304-ВТ |
77963-20 |
Термопреобразователь универсальный ТПУ 0304 |
50519-17 |
Датчики давления «Метран-150» |
32854-09 |
Датчики давления Метран-150 |
32854-13 |
Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2 |
46375-11 63044-16 |
Расходомер - счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 |
57762-14 |
Трубопоршневая поверочная установка ТПУ (далее - ТПУ) |
76730-19 |
Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 (далее - ИВК) |
67527-17 |
В состав СИКН РСУ входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.
Часть измерительных компонентов (СИ), входящих в состав СИКН РСУ, формируют вспомогательный измерительный канал (ИК) объема и объемного расхода нефти, метрологические характеристики которых определяются покомпонентным (поэлементным) или комплектным методом.
СИКН РСУ обеспечивает выполнение следующих основных функций:
-
- измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
-
- вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и массовой доли концентрации хлористых солей, полученных в аккредитованной испытательной лаборатории;
-
- измерение температуры и давления нефти с применением показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;
-
- поверку и контроль метрологических характеристик (КМХ) УПР на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений с применением ТПУ;
-
- контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
-
- автоматический и ручной отбор проб по ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Метод отбора проб»;
-
- защита информации от несанкционированного доступа.
При использовании комплектного метода определения метрологических характеристик ИК объема и объемного расхода нефти, для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, конструкцией УПР, входящего в состав ИК объема и объемного расхода нефти, предусмотрены места установки пломб (фланцы), несущих на себе знак поверки (оттиск клейма поверителя), который наносится методом давления на свинцовые (пластмассовые) пломбы. Схема пломбирования от несанкционированного доступа с местами установки пломб представлена на рисунке 1.
Пломбы
Рисунок 1 - Схема пломбирования от несанкционированного доступа с местами установки пломб
Заводской номер СИКН РСУ нанесен типографским способом на информационную табличку, представленной на рисунке 2, закрепленную на площадке СИКН РСУ. Формат нанесения заводского номера - цифровой.
Пломбирование СИКН РСУ предусмотрено при определении метрологических характеристик объема и объемного расхода нефти. Нанесение знака поверки на СИКН РСУ не предусмотрено.
Рисунок 2 - Информационная табличка СИКН РСУ
Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКН РСУ
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений расхода нефти через СИКН РСУ*, м3/ч |
от 503,57 до 2700 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
*Указаны минимальное и максимальное значения диапазона измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки СИКН РСУ и не может выходить за пределы приведенного диапазона измерений. |
Таблица 4 - Состав, и основные метрологические характеристики ИК
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав ИК |
Диапазон измерений* |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||||
1 |
Объема и объемного расхода нефти |
1 (БИЛ: рабочая измерительная линия № 1) |
УПР |
ИВК |
от 503,57 до 1363,14 м3/ч |
±0,15 (относительная), % |
2 |
Объема и объемного расхода нефти |
1 (БИЛ: рабочая измерительная линия № 2) |
УПР |
ИВК |
от 504,21 до 1362,17 м3/ч |
±0,15 (относительная), % |
* Указаны минимальное и максимальное значения диапазона измерений. Фактический
диапазон измерений определяется при определении метрологических характеристик соответствующего ИК объема и объемного расхода нефти и не может выходить за пределы приведенного диапазона измерений.
Таблица 5 - Основные технические характеристики СИКН РСУ
Наименование характеристики |
Значение |
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
Давление нефти в СИКН РСУ с учетом её подключения к технологическим трубопроводам СИКН РСУ, МПа:
|
от 0,2 до 0,6 0,2 1,6 |
Суммарные потери давления на СИКН РСУ при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа
|
’st o' o' |
Наименование характеристики |
Значение |
Физико-химические свойства измеряемой среды:
|
от 14 до 50 от 860 до 890 от +1 до +25 66,7 (500) 1,0 100 0,05 |
Содержание свободного газа |
не допускается |
Режим работы СИКН РСУ |
непрерывный |
Параметры электрического питания:
|
380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
Условия эксплуатации:
|
от -30 до +30 +15 от 30 до 80 от 55 до 98 от 84,0 до 106,7 |
Срок службы, лет, не менее |
10 |