Система измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН "Сковородино"
| Номер в ГРСИ РФ: | 60587-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП "ГКС", г.Казань |
| 60587-15: Описание типа СИ | Скачать | 96.2 КБ |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН «Сковородино» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 60587-15 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН "Сковородино" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 101 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПП "ГКС", г.Казань
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 60587-15: Описание типа СИ | Скачать | 96.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН
«Сковородино» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти при проведении учетных операций на ПСП (Сковородино) ООО «Транснефть-Восток».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей объемного расхода. Выходные электрические сигналы преобразователей объемного расхода, плотности, температуры, давления, вязкости, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
СИКН конструктивно состоит из блока измерительных линий (БИЛ) в составе двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий (ИЛ); блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК); системы обработки информации.
В состав СИКН входят измерительные каналы (ИК), определение метрологических характеристик которых осуществляется комплектным способом при проведении поверки СИКН (см. таблицу 1).
Таблица 1 - ИК с комплектным способом определения метрологических характеристик______
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
Состав ИК | |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |
|
1,2,3 |
ИК объемного расхода нефти |
3 (ИЛ 1, ИЛ 2, ИЛ 3) |
±0,151)%, ±0,102) %, диапазон измерений от 200 до 2000 м3/ч |
Преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные серии НТМ |
Комплексы измерительновычислительные ИМЦ-07 в комплекте с барьером искробезопасности |
|
1) Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов ИК объемного расхода нефти с контрольно-резервным преобразователем расхода жидкости турбинным геликоидным серии НТМ, применяемым в качестве резервного; 2) Пределы допускаемой относительной погрешности в точке расхода ИК объемного расхода нефти с контрольно-резервным преобразователем расхода жидкости турбинным геликоидным серии НТМ, применяемым в качестве контрольного. | |||||
В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 2. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты утвержденного типа, приведенные в таблице 2.
Таблица 2 - Состав СИКН
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
1 |
2 |
|
Преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные серии НТМ (далее - ТПР) |
38725-08 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВН) |
14557-05, 14557-10, 14557-15 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835), преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, преобразователи плотности и расхода CDM (далее - ПП) |
15644-01, 15644-06 52638-13 63515-16 |
|
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829), преобразователи плотности и вязкости FVM (далее - ПВ) |
15642-06 62129-15 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051, датчики давления «Метран-100» |
14061-04, 14061-10 22235-01 |
|
Датчики температуры 644, 3144P, термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644, датчики температуры Rosemount 644, Rosemount 3144Р |
39539-08 27129-04 63889-16 |
|
Расходомеры UFM 3030, расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400 |
32562-06, 32562-09 57762-14 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 (далее - ИВК) |
53852-13 |
|
Контроллеры программируемые SIMATIC S7-400 |
15773-06, 15773-11 |
|
Устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200 |
22734-06 |
|
Серверы синхронизации времени ССВ-1Г |
58301-14 |
В качестве показывающих средств измерений давления в составе СИКН применены манометры показывающие для точных измерений МПТИ (регистрационные номера 26803-06, 26803-11), манометры МП показывающие (регистрационный номер 28544-14), манометры показывающие МПю (регистрационный номер 47452-11), манометры МП показывающие и сигнализирующие (регистрационный номер 59554-14), манометры ФТ (регистрационный номер 60168-15), манометры для точных измерений типа МТИ (регистрационный номер 1844-63) и манометры показывающие ТМ (регистрационный номер 25913-08).
В качестве показывающих средств измерений температуры в составе СИКН применены термометры электронные «ЕхТ-01» (регистрационный номер 44307-10) и термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (регистрационный номер 303-91).
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированные измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;
- вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории;
- автоматические измерения давления и температуры нефти с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- автоматические измерения плотности, вязкости и объемной доли воды;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР с помощью контрольно-резервного ТПР, применяемого в качестве контрольного;
- проведение поверки и КМХ ИК объемного расхода с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 37248-08;
- проведение КМХ ПП, ВН, ПВ на месте эксплуатации без прекращения процесса измерений;
- автоматический и ручной отбор проб;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) (ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора) обеспечивает реализацию функций СИКН. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблицах 3,4.
Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 3 - Идентификационные данные программного обеспечения ИВК
|
Идентификационные данные (признаки) |
ПО ИВК ИМЦ-07 |
|
Идентификационное наименование ПО |
EMC07.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
PX.7000.01.02 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
F47A83E0 |
|
Алгоритм вычислений цифрового идентификатора |
CRC32 |
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||||
|
Идентификационное наименование ПО |
Massa Netto Calc.fct |
Man_Dens. fct |
MPSIKN. bmo |
KMX_KPR. bmo |
kmx_tpu. bmo |
MI3380. bmo |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
Продолжение таблицы 4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||||
|
Цифровой идентификатор ПО |
90A86D7A |
31A90EB4 |
F92EE8D3 |
1C5A09E6 |
E3B5006C |
4522CBB0 |
|
Другие идентификационные данные |
ПО АРМ оператора «ГКС расход НТ» версия 2.0 | |||||
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 5,6.
Таблица 5 - Метрологические характеристики СИКН
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, м3/ч |
от 550 до 2300 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 6 - Основные технические характеристики СИКН
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (2 рабочие, 1 контрольнорезервная) |
|
Диапазон давления нефти, МПа |
от 0,3 до 4,0 |
|
Показатели качества измеряемой среды: - вязкость кинематическая нефти, мм2/с (сСт) - плотность нефти, кг/м3 - температура нефти, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более |
от 5 до 30 от 815,0 до 885,0 от -2 до +40 1,0 900 0,05 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы СИКН |
периодический |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, оС - температура воздуха в помещении БИЛ, оС, не менее |
от -44 до +36 +10 |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность СИКН
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН «Сковородино», заводской № 101 |
— |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
— |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 1102-14-2020 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1102-14-2020 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 101 ПСП ПНН «Сковородино». Методика поверки»,
утвержденному ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 30.04.2020 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 ;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 101», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 119-RA.RU.312546-2020 от 30.04.2020 г.
Нормативные документы
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 «Об утверждении перечня 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 Росстандарта 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»
Смотрите также
