Номер по Госреестру СИ: 67144-17
67144-17 Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО "Транснефть - Приволга"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. ПО системы реализовано в ИВК и компьютере АРМ оператора системы с ПО «Rate АРМ оператора УУН». Идентификационные данные ПО системы указаны в таблице 1.
Таблица 1
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
ПО АРМ оператора |
ПО ИВК | |
Идентификационное наименование ПО |
UUN 915 6.exe |
OIL TM.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3.1.1 |
342.03.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
B6D270DB |
EAF7B469 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
CRC32 |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации и защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе ИВК и АРМ оператора системы структуры идентификационных данных.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к ПО системы для пользователя закрыт.
При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
ПО системы имеет «высокий» уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в инструкции «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 104-01.00152-2013-2016).
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга»
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 0505-14-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 23 декабря 2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 разряда в соответствии с ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки на систему.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Изготовитель
Акционерное общество «Транснефть - Приволга» (АО «Транснефть - Приволга»)
ИНН 6317024749
Адрес: ул. Ленинская, д. 100, г. Самара, Россия, 443020
Тел.: (846) 250-02-41, факс: (846) 999-84-46
E-mail: privolga@sam.transneft.ru
Заявитель
Акционерное общество «Транснефть - Метрология» (АО «Транснефть - Метрология»)Адрес: ул. Добролюбова, д. 16, корп. 1, г. Москва, Россия, 127254
Тел.: (495) 950-87-00, факс: (495) 950-85-97
E-mail: cmo@cmo.transneft.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии»
Адрес: Россия, Республика Татарстан, 420088 г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 «а»
Тел.: (843) 272-70-62, факс: (843) 272-00-32
web-site: www.vniir.org
Е-mail: office@vniir.org
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков ультразвуковых. Выходные электрические сигналы счетчиков ультразвуковых, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из четырех рабочих и двух резервных измерительных линий.
В состав системы входят следующие средства измерений:
-
- счетчики ультразвуковые ALTOSONIC-5 (далее - УЗР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее -регистрационный номер) 18656-00;
-
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный номер 22257-01, в комплекте с преобразователями измерительными 244 к датчикам температуры, регистрационный номер 14684-00, и преобразователями измерительными 3144 к датчикам температуры, регистрационный номер 14683-00;
-
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный номер 14061-99;
-
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный номер 15644-01;
-
- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, регистрационный номер 22214-01.
В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:
-
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (далее - ИВК), регистрационный номер 19240-00;
-
- автоматизированное рабочие место (АРМ) оператора системы с прикладным программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
-
- манометры для точных измерений типа МТИ, регистрационный номер 1844-63;
-
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) УЗР применяется двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» (далее - ТПУ), регистрационный номер 20054-00, применяется в качестве рабочего эталона 1 разряда.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности;
- автоматизированные вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории за установленные интервалы времени;
- автоматические измерение плотности нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение КМХ и поверки УЗР с применением ТПУ;
- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров нефти, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.
Таблица 4
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга», заводской № 724 |
- |
1 шт. |
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти «СИКН № 724 ПСП на 915 км Волгоградского РНУ АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки |
МП 0505-14-2016 |
1 экз. |
Таблица 2
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Диапазон измерений расхода измеряемой среды, м3/ч |
от 700 до 6400 |
Избыточное давление измеряемой среды, МПа:
|
0,3 от 1,0 до 4,1 5,5 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Суммарные потери давления на системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:
|
0,2 0,4 |
Параметры измеряемой среды | |
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
Температура измеряемой среды, °С |
от +8,0 до +32,0 |
Плотность измеряемой среды, кг/м3:
|
от 875,0 до 890,0 от 850,0 до 877,0 |
Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
от 18,0 до 60,0 |
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
от 25 до 100 |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,0147 |
Массовая доля парафина, %, не более |
6,0 |
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
100,0 |
Массовая доля серы, %, не более |
1,8 |
Массовая доля метил- и этил-меркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более |
100,0 |
Давление насыщенных паров при максимальной температуре рабочей среды, кПа (мм рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
Содержание свободного газа |
не допускается |
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 3.
Таблица 3
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Количество измерительных линий, шт. |
6 (четыре рабочих, две резервных) |
Режим работы системы |
непрерывный |
Параметры электрического питания:
|
220±22 однофазное; 380 трехфазное 50 |
Режим управления:
|
автоматизированный автоматический |
Класс взрывоопасной зоны по Правилам устройства электроустановок (ПУЭ)/ГОСТ 30852.9-2002 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон»:
|
В-1а/класс 2 В-1г/класс 2 |
Категория по взрывопожарной и пожарной опасности по СП 12.13130.2009 «Определение категории помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности»:
|
А Ан Д |
Категория взрывоопасной смеси по ГОСТ 30852.11-2002 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам»: - нефть |
IIA |
Категория электроснабжения по ПУЭ |
1 |
Температура воздуха внутри помещений, °С: - БИК |
от +5 до +28 |
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды: - БИК, БИЛ |
У1 |
Исполнение оборудования по сейсмостойкости, баллы по шкале MSK-64 |
до 6 |