Приложение к свидетельству № 77452
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества trial № 1200
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1200 (далее – система)
предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в автоматическом режиме.
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании прямого и косвенного методов
динамических измерений массы нефти.
При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти измеряют при помощи
счетчиков-расходомеров массовых и результаты измерений массы брутто нефти получают
непосредственно от счетчиков-расходомеров массовых.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют по
результатам измерений преобразователя объемного расхода, плотности, температуры и
давления.Выходныеэлектрическиесигналыпреобразователяобъемногорасхода,
преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы
измерительно-вычислительного комплекса «ИМЦ-03», который преобразует их и вычисляет
массу брутто 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 (ИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), блока регулирования
расхода и
давления, 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.
В состав системы входят измерительные каналы (ИК), определение метрологических
характеристик которых осуществляется комплектным способом при проведении поверки
системы (см. таблицу 1).
ИК массового±0,25 %
с измерительным
«ИМЦ-03» в
)
1 (ИЛ 3)(±0,10 %)
«ИМЦ-03» в
Таблица 1 – ИК с комплектным способом определения метрологических характеристик
НаименованиеКоличество ИКПределыСостав ИК
ИК (местодопускаемойПервичныйВторичная часть
установки) погрешности ИК измерительный
преобразователь
12345
Счетчик- Комплекс
расходомеризмерительно-
массовый RHM вычислительный
расхода нефти
2 (ИЛ 1, ИЛ 2)
(относительная)
(модификация 100)
комплекте
с
преобразователем барьером
RHE11искробезопасности
Комплекс
измерительно-
ИК объемного
±0,15 %
1
2)
Счетчик
вычислительный
расхода нефти
(относительная)
бироторный типа B
комплекте с
барьером
искробезопасности
Лист № 2
Всего листов 6
2 (БИК)
жидкости
«ИМЦ-03» в
Окончание таблицы 1
НаименованиеКоличество ИКПределыСостав ИК
ИК (местодопускаемой
ПервичныйВторичная часть
установки) погрешности ИК
измерител
ь
ный
преобразователь
12345
Комплекс
Преобразовательизмерительно-
ИК плотности±0,30 к
г/
м
3
плотности вычислительный
нефти(абсолютная)
измерительныйкомплекте с
модели 7835 барьером
искробезопасности
1)
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода с
контрольно-резервным счетчиком бироторным типа B, применяемым в качестве резервного;
2)
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода с
контрольно-резервным счетчиком бироторным типа B, применяемым в качестве контрольного.
В состав системы входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 2.
Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на аналогичные
утвержденного типа, приведенные в таблице 2.
Наименование измерительного компонента
28094-04
Счетчик бироторный типа B (далее – ПР)
32821-06
22257-01
Преобразователи измерительные 644H
14683-04
Преобразователи давления измерительные EJA
14495-00
15644-01
15642-01
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм
14557-01
Комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03»
19240-05
29179-05
Таблица 2 – Состав системы
Регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде
по обеспечению единства измерений
2
1
Счетчики-расходомеры массовые RHM (модификация
100) с измерительными преобразователями RHE11
(далее – СРМ)
Термопреобразователи сопротивления платиновые
серии 65
Преобразователи плотности жидкости измерительные
модели 7835 (далее – ПП)
Преобразователь плотности и вязкости жидкости
измерительный модели 7829
Комплекс измерительно-вычислительный
«ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)
В состав системы входят показывающие средства измерений давления и температуры
нефти утвержденных типов и средство измерений расхода в БИК (далее – расходомер в БИК)
утвержденного типа.
Лист № 3
Всего листов 6
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массового расхода, объемного расхода и массы брутто
нефти прямым и косвенным методами динамических измерений в рабочем диапазоне расхода,
температуры, давления, плотности, вязкости;
- автоматизированные вычисления 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, определенных в
аккредитованной испытательной лаборатории за установленные интервалы времени;
- автоматические измерения плотности, вязкости, содержания воды в нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих
средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих СРМ с
применением контрольно-резервного ПР, применяемого в качестве контрольного;
- проведение КМХ и определение метрологических характеристик СРМ и ПР с
применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной, регистрационный
номер 20054-06;
- 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.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Программное обеспечение
ПО обеспечивает реализацию функций системы.
ПО системы реализовано в ИВК и АРМ оператора ПО «Rate АРМ оператора УУН». ПО
ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях системы в целях
утверждения типа. Идентификационные данные (признаки) ПО ИВК и АРМ оператора
недоступны для отображения.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели
точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4.
Значение
от 212 до 920 (от 250 до 1060)
±0,25
Таблица 3 – Метрологические характеристики системы
Наименование характеристики
Диапазон измерений расхода, т/ч (м
3
/ч)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто нефти, %
±0,35
Количество измерительных линий, шт.
Таблица 4 – Основные технические характеристики системы
Наименование характеристики
Значение
3 (2 рабочие, 1 контрольно-
резервная)
Лист № 4
Всего листов 6
Измеряемая среда
Окончание таблицы 4
Наименование характеристики
Значение
нефть по ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические
условия»
0,5
0,8
1,6
от 0 до +40
Давление измеряемой среды, МПа:
– минимальное
– рабочее
– максимальное
Температура измеряемой среды, °С
Кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапа-
зоне температуры измеряемой среды, мм
2
/с
от 15 до 40
Плотность в рабочем диапазоне температуры измеряемой
среды, кг/м
3
от 850 до 890
1,0
300
0,05
2,5
100
66,7 (500)
Массовая доля воды, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая доля серы, %, не более
Массовая доля сероводорода, млн
-1
(ppm), не более
Давление насыщенных паров при максимальной температуре
измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более
Массоваядоляорганическиххлоридовизфракции,
выкипающей до температуры +204 °С, млн
-1
(ppm), не более
10
6,0
Массовая доля парафина, %, не более
Параметры электрического питания:
– напряжение переменного тока, В
220±22 однофазное,
380±38 трехфазное
50±1
– частота переменного тока, Гц
Температура окружающего воздуха, °С:
– открытая площадка
– помещение блочно-модульного здания
– помещение операторной
– помещение электрощитовой
Содержание свободного газа
Режим работы системы
от -40 до +38
не ниже +15
от +18 до +25
от +5 до +40
не допускается
постоянный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность системы приведена в таблице 5.
Обозначение
Количество
Таблица 5 – Комплектность системы
Наименование
Система измерений количества и показателей качества
нефти № 1200
Инструкция по эксплуатации системы
Методика поверки
заводской № 1200
–
МП 1013-14-2019
1 шт.
1 экз.
1 экз.
Лист № 5
Всего листов 6
Поверка
осуществляется по документу МП 1013-14-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 1200. Методика поверки», утвержденному
ФГУП «ВНИИР» 11.10.2019 г.
Основные средства поверки:
-
рабочий эталон 2-го
разряда в соответствии с
частью 2 Государственной поверочной
схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и
вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости,
утвержденной Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и
метрологии от 07.02.2018 г. № 256;
- эталон единицы плотности 1-го разряда в соответствии с ГОСТ 8.024-2002 «ГСИ.
Государственная поверочная схема для средств измерений плотности».
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Для исключения возможности несанкционированного доступа на СРМ, ПР и ПП
устанавливают пломбы, несущие на себе оттиск клейма поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «ГСИ. Trial нефти. Методика измерений системой измерений
количества и показателей качества нефти № 1200» (регистрационный номер по Федеральному
реестру методик измерений ФР.1.29.2019.35145).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефти № 1200
Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15.03.2016 г. № 179
«Перечень измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения
единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и
обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности
измерений»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
(Росстандарт) от 07.02.2018 г. № 256 «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»
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «ИМС Инжиниринг» (ЗАО «ИМС Инжиниринг»)
ИНН 7710431220
Адрес: 103050, г. Москва, Благовещенский пер., д. 12, стр. 2
Телефон (факс): (495) 775-77-25
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Нефтяная компания «Русснефть-Брянск»
(ООО «НК «Русснефть-Брянск»)
ИНН 3231008161
Адрес: 243244, Брянская область, Стародубский район, п. Жеча, ул. Школьная, д. 1А
Телефон: (48351) 2-50-97
Факс: (48351) 2-50-96
E-mail
Лист № 6
Всего листов 6
Испытательный центр
Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии – филиал Федераль-
ного государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский
институт метрологии им. Д.И. Менделеева»
(ВНИИР – филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 «а»
Телефон: (843) 272-70-62
Факс: (843) 272-00-32
E-mail:
Аттестат аккредитации ВНИИР – филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» по
проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от
24.02.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.