Система измерений количества и параметров нефти сырой транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу "Ярактинское НГКМ - ПСП "Марковское" в районе ПНС №3 ООО "Иркутская нефтяная компания"
| Номер в ГРСИ РФ: | 52550-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 52550-13 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу "Ярактинское НГКМ - ПСП "Марковское" в районе ПНС №3 ООО "Иркутская нефтяная компания" |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 34 п. 29 от 23.01.2013 |
Производитель / Заявитель
ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 14-30138-2012 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 52550-13: Описание типа СИ | Скачать | 244.6 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного определения количества и показателей качества нефти сырой (далее - нефти), формирования отчетных документов по количеству и качеству нефти.
Описание
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы (массового расхода) нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее -СРМ). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от СРМ, преобразователей давления, температуры, влагосодержания.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКНС входят:
- Технологический блок:
- блок фильтров (далее - БФ);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ): измерительная линии (далее - ИЛ) ИЛ1 (Ду 50), ИЛ2 (Ду 50), контрольно-резервная ИЛ3 (Ду 50);
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- СОИ.
СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение в автоматическом режиме массы (массового расхода) нефти прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- определение массы нетто нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- измерение в автоматическом режиме влагосодержания нефти, перепада давления на фильтрах;
- автоматический контроль, индикацию и сигнализацию предельных значений;
- выполнение контроля метрологических характеристик рабочих СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- автоматический и ручной отбор проб;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Состав СИКНС указан в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
|
№ п/п |
Наименование СИ |
Количество |
Госреестр № |
|
Блок технологический | |||
|
Приборы контрольно-измерительные показывающие | |||
|
1 |
Манометр показывающий для точных измерений МПТИ |
12 |
26803-11 |
|
2 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 |
7 |
0303-91 |
|
Приборы контрольно-измерительные с дистанционной передачей данных | |||
|
БФ | |||
|
1 |
Преобразователь избыточного давления измерительный 3051TG |
1 |
14061-10 |
|
2 |
Преобразователь перепада давления измерительный модели 3051CD |
1 |
14061-10 |
|
БИЛ | |||
|
1 |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF200 |
3 |
45115-10 |
|
2 |
Преобразователь температуры Метран-286-05 |
4 |
23410-08 |
|
3 |
Преобразователь избыточного давления измерительный 3051TG |
4 |
14061-10 |
|
БИК | |||
|
1 |
Преобразователь температуры Метран-286-05 |
1 |
23410-08 |
|
2 |
Преобразователь избыточного давления измерительный 3051TG |
1 |
14061-10 |
|
3 |
Преобразователь перепада давления измерительный модели 3051CD |
1 |
14061-10 |
|
4 |
Преобразователь плотности жидкости Solartron 7835 |
1 |
15644-06 |
|
5 |
Влагомер нефти поточный модели УДВН-1пм1 |
1 |
14557-10 |
|
6 |
Расходомер ультразвуковой UFM 3030-1Ех |
1 |
45410-10 |
|
7 |
Автоматический пробоотборник «Стандарт-А» |
2 |
- |
|
8 |
Ручной пробоотборник «Стандарт-Р» |
1 |
- |
|
СОИ | |||
|
1 |
Программируемый логический контроллер ScadaPack 357 |
1 |
16856-08 |
|
2 |
Контроллер измерительно-вычислительный OMNI6000 |
1 |
15066-09 |
|
3 |
АРМ оператора на базе ПК «HP Compaq 6200 P» |
1 |
- |
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС (контроллер измерительновычислительный «OMNI6000») обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи, идентификации: отображения на информационном дисплее «OMNI6000» структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии ПО, контрольную сумму. Аппаратная защита обеспечивается пломбированием «OMNI6000». ПО СИКНС имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.
Таблица 2
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
Omni 6000 |
81_2011.o24 |
24.75.01 |
EB23 |
CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Рабочая среда |
нефть сырая |
|
Диапазон измерения массового расхода нефти по каждой измерительной линии (ИЛ1, ИЛ2, ИЛ3), т/ч |
от 1,447 до 87,1 |
|
Диапазон измерения избыточного давления нефти, МПа |
от 0,5 до 3,0 |
|
Диапазон измерения температуры нефти, °С |
от 5 до 50 |
|
Физико-химические свойства нефти: - давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти, мм.рт.ст - плотность нефти, кг/м3 - вязкость кинематическая при 20 °С, cCT - массовая доля воды, % - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание свободного газа |
от 170 до 900 от 750 до 835 от 3 до 15 от 0,3 до 5 0,05 900 не допускается |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы (массового расхода) нефти не превышают, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы (массового расхода) нетто нефти не превышают, % |
±0,35 |
|
Условия эксплуатации средств измерений (далее - СИ) СИКНС: - температура окружающей среды, °C - в месте установки СИ БИЛ и БИК - в месте установки СОИ - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от 5 до 35 от 15 до 25 от 30 до 80 от 96 до 104 |
|
Параметры электропитания: - напряжение, В: - силовое оборудование - технические средства СОИ - частота, Гц |
380(+10%, -15%) 220(+10%, -15%) 50 |
|
Потребляемая мощность, Вт, не более |
14451 |
|
Габаритные размеры, мм -технологический блок-бокс БФ, БИЛ и БИК |
9000x3000x2660 |
|
Масса, кг, не более -технологический блок-бокс БФ, БИЛ и БИК |
14000 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечивают взрывозащиту «искробезопасная электрическая цепь» уровня не ниже «ib»no ГОСТ Р 51330.10-99.
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, установленную на технологическом блок-боксе БФ, БИЛ и БИК, методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4
|
Наименование |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой системы транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания» зав. №1358-12. |
1 шт. |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой системы транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания» зав. №1358-12. Паспорт |
1 экз. |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой системы транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания». Методика поверки |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу «Система измерений количества и параметров нефти сырой системы транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания». Методика поверки. МП 14-30138-2012», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 29 июня 2012 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;
- калибратор многофункциональный MC5-R: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Расход и масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой системы транспорта нефти от Марковского НГКМ до точки подключения к напорному нефтепроводу «Ярактинское НГКМ - ПСП «Марковское» в районе ПНС №3 ООО «Иркутская нефтяная компания», аттестованная ГЦИ СИ ООО «СТП», Регистрационный код методики измерений ФР.1.29.2012.12774.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 51330.10 - 99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11.
Искробезопасная электрическая цепь «i».
2. ГОСТ Р 8.595 - 2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
3. ГОСТ Р 8.596 - 2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных
систем. Основные положения».
4. ГОСТ Р 8.615 - 2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр
нефти и нефтяного газа».
Рекомендации к применению
- осуществление государственных учетных операций;
- осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
