Номер по Госреестру СИ: 47672-11
47672-11 Система измерений количества и показателей качества товарной нефти № 264 ПСП "Мишкино" ОАО "Удмуртнефть"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества товарной нефти №264 ПСП «Мишкино» ОАО «Удмуртнефть» (далее - СИКН №264) предназначена для определения количества и показателей качества нефти при приемо-сдаточных операциях между ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «АК «Транснефть».
Программное обеспечение
Программное обеспечение реализовано на базе контроллера SkadaPack In Touch 7.1. и обеспечивает:
-
- отображение мнемосхемы технологических процессов СИКН №264;
-
- отображение процессов поверки и контроля метрологических характеристик;
-
- управление объектами автоматизации - пробоотборниками, задвижками и т.д.;
-
- отображение на графиках и протоколах значений основных метрологических параметров за прошедший период;
-
- звуковое и визуальное оповещение диспетчера об аварийных событиях в ходе техно
логического процесса;
-
- создание и печать документов и выходных форм;
-
- просмотр и печать документов из архивов;
-
- пятиуровневую систему доступа.
Идентификационные данные программного обеспечения
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 |
«CROPOS» на базе контроллера SkadaPack In Touch 7.1. |
- |
1.0.0.8 |
78EAA947 |
CRC32 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений имеет уровень А (в соответствии с МИ 3286-2010 Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа).
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН №264 типографским способом. Рекомендация ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 264 на ПСП «Мишкино» ОАО «Удмуртнефть» утвержденная ФГУП «ВНИИР» в апреле 2006г. 1. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти №69 от 31 марта 2005г. 2. Техническая документация СП ЗАО «ИТОМ». осуществляется по документу МП 47672-11 «Инструкция. «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества товарной нефти №264 ПСП «Мишкино» ОАО «Удмуртнефть». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 31 декабря 2010 г. Основное поверочное оборудование: 1. Трубопоршневая установка типа «Сапфир М-500-4,0» диапазон расхода от 40 до 500 м3/ч и пределами допускаемой основной относительной погрешности ± 0,1% (Госреестр № 23520-07); 2. Преобразователь плотности жидкости модели 7835В с диапазоном измерении: 700-1100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,30 кг/м3 (Госреестр №15644-06); 3. Допускается использование других средств измерений с характеристиками не хуже вышеуказанных. Принцип действия СИКН №264 основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти, реализованного с помощью счетчиков-расходомеров массовых. СИКН №264 представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН №264 осуществлена непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН №264 и эксплуатационными документами её компонентов. СИКН №264 состоит из трех (две рабочих и одна резервно - контрольная) измерительных линий массы брутто нефти. СИКН №264 состоит из следующих средств измерений (номер по Госреестру): - счетчик расходомер массовый Micro Motion CMF-300 (далее - МР) (№45115-10); - преобразователь давления измерительный модели 1151 (№ 13849-04); - преобразователь давления измерительный модели 3051 (№ 14061-10); - преобразователь измерительный 244Е и 444 к датчикам температуры (№ 14684-06); - преобразователь измерительный 644 к датчикам температуры (№ 39539-08); - индикатор фазового состояния ИФС-1В-700М - преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835В (далее - Ш!) (№ 15644-06); - преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827, 7829 (№ 15642-06); - влагомер поточный УДВН-1пм (№14557-10); - устройство для определения свободного газа УОСГ100СКП (№16776-06); - счетчик нефти турбинный ТПР МИГ-32Ш-40 (далее - ТПР) (№26776-08); - манометры для точных измерений типа МПТИ (№ 1844-63); - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (№ 303-91); - установка трубопоршневая «Сапфир М-500-4,0» (далее - ТПУ)(№23520-07); - вычислитель расхода FloBoss S600 (№14661-08); - автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора на базе сертифицированного прикладного программного обеспечения. Свидетельство о метрологической аттестации № 51009-03. СИКН №264 обеспечивает выполнение следующих функций: - автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочих диапазонах расхода; - автоматическое измерение температуры, давления, плотности, вязкости, обводненности нефти; - определение содержания свободного газа в нефти; - вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти; - контроль метрологических характеристик (KMX) рабочих МР с применением ре -зервно - контрольного МР; - поверку и KMX МР с применением стационарной ТПУ; - поверку стационарной ТПУ с применением передвижной ТПУ; - автоматический и ручной отбор проб нефти; - вычисление массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта (воды, механических примесей, хлористых солей); - автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнали -зация нарушений установленных границ; - защиту алгоритма и программы ИВК и АРМ оператора системы от несанкционированного доступа; - регистрацию и хранение результатов измерений и вычислений, формирование отчётов. - контроль за содержанием свободного газа в нефти в ручном режиме. Диапазон измерений расхода СИКН №264, т/ч Диапазон измерения расхода по одной измерительной линии, т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти,%: |
от 90 до 630 от 90 до 210. |
по рабочей линии |
±0,25 |
по резервно - контрольной линии
Рабочая среда
Диапазон измерений температуры нефти, °С
±0,20
нефть товарная от плюс 15 до плюс 50
Диапазон измерений давления нефти, МПа от 0,6 до 2,2
Массовая доля воды в нефти, %, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
Количество измерительных линий, шт 3 (2-е рабочие,
1 резервно-контрольная)