Номер по Госреестру СИ: 47673-11
47673-11 Система измерений количества и показателей качества товарной нефти № 266 ПСП "Малая Пурга" ОАО "Удмуртнефть"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества товарной нефти №266 ПСП «Малая Пурга» ОАО «Удмуртнефть» (далее - СИКН) 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;
-
- отображение процессов поверки и КМХ;
-
- 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 технологического 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).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийРекомендация ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 266 на ПСП «Малая Пурга» ОАО «Удмуртнефть», утвержденная ФГУП «ВНИИР» в марте 2004г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к СИКН1. 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».
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 47673-11 «Инструкция. «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества товарной нефти №266 ПСП «Малая Пурга» ОАО «Удмуртнефть». Методика поверки», утверждённая ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 31 декабря 2010 г.
Основное поверочное оборудование:
-
1. Установка стационарная трубопоршневая поверочная «Прувер С-500-4,0» с диапазоном расхода от 50 до 500 м3/ч, с пределами допускаемой основной относительной погрешности ± 0,1% (Госреестр № 26293-04);
-
2. Преобразователь плотности жидкости модели 7835В с диапазоном измерений 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.
Заявитель
ОАО «Удмуртнефть» 426057, Удмуртская Республика, г. Ижевск, ул. Красноармейская, д. 182, тел.: (3412) 48-73-49 факс: (3412) 48-71-25.Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходомет-рии», адрес 420088, РТ, г.Казань, ул.2-ая Азинская, 7А., тел. (843) 272-70-62, факс 272-00-32, email vniirpr@bk.ru
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счётчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей счётчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительновычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нём алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроекти-
рованной для конкретного объекта и состоящей из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и её компоненты.
Средства измерений величин, линии связи и измерительно-вычислительный комплекс в составе СИКН объединены в измерительные линии.
СИКН состоит из следующих средств измерений (номер по Госреестру):
-
- счетчик расходомер массовый Micro Motion CMF-400 (далее - МР) (№45115-10);
-
- преобразователь давления измерительный модели 3051 (№ 14061-10);
-
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835В фирмы «Solartron Mobrey Limitet» (№ 15644-06);
-
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827 фирмы «Solartron Mobrey Limitet» (№ 15642-06);
-
- влагомер поточный УДВН-1пм (№14557-10);
-
- манометры для точных измерений типа МТИ (№ 1844-63);
-
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (№ 303-91).
-
- стационарная установка трубопоршневая «Прувер С-500-4,0» (№26293-04);
-
- вычислитель расхода FloBoss S600 (№14661-08);
-
- преобразователь расхода жидкости турбинный CRA (№ 34951-07);
-
- контроллер управления вспомогательными системами КР-300 ИТТТ, «DirectLogic
DL205» (№17444-08);
-
- влагомер нефти поточный LC (№ 16308-02);
-
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, (№22257-05), в ком
-
плекте с преобразователями измерительными 244Е (№ 14684-06) и 644 (№ 39539-08);
-
- узел подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки 1-го разряда (далее - передвижная ТПУ), предназначенной для проведения поверки стационарной ТПУ;
-
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора на базе сертифициро-
ванного прикладного программного обеспечения. Свидетельство о метрологической аттестации № 51009-03.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности;
- автоматическое измерение плотности, вязкости, температуры, давления, объёмного расхода нефти и объёмной доли воды в нефти в блоке измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- измерение температуры и давления нефти с помощью показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;
- контроль метрологических характеристик (далее - KMX) рабочих и резервного МР с применением резервно - контрольного МР;
- поверку и KMX МР с применением стационарной ТПУ в автоматизированном ре -жиме;
- поверку стационарной ТПУ с применением передвижной ТПУ в автоматизированном режиме;
- 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 от несанкционированного доступа;
- регистрацию и хранение результатов измерений и вычислений, формирование отчётов.
- контроль за содержанием свободного газа в нефти в ручном режиме
-
1. Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации. 1шт.
-
2. Инструкция по эксплуатации СИКН. 1 шт.
-
3. «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества то- j ,
варной нефти №266 ПСП «Малая Пурга» ОАО «Удмуртнефть». Методика поверки» '
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Рабочая среда |
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч |
от 120 до 1200 |
Рабочий диапазон температуры нефти, °С |
от 0 до 45 |
Рабочий диапазон давления нефти, МПа |
от 0,4 до 1,6 |
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 |
от 850 до 950 |
Массовая доля воды в нефти, %, не более |
1,0 |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
900 |
Кинематическая вязкость нефти в рабочем диапазоне температуры нефти, мм2/с (сСт) |
от 10 до 120 |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, % по рабочей (резервной) линии по резервно - контрольной линии |
±0,25 ±0,20 |
Количество измерительных линий, шт. |
4 (2 рабочих, 1 резервная, 1 резервно-контрольная) |