70564-18: Система измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В. Филановского ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В. Филановского ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть"

Номер в ГРСИ РФ: 70564-18
Производитель / заявитель: ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Скачать
70564-18: Описание типа СИ Скачать 249.5 КБ
70564-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0168-17 МП Скачать 2.1 MБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В. Филановского ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система измерений количества и показателей качества нефти и газа центральной технологической платформы (далее - ЦТП) морского ледостойкого стационарного комплекса (далее - МЛСК) им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» (далее - СИКНГ) предназначена для автоматизированного измерения массы нефти, объема свободного нефтяного газа (далее - газа) приведенного к стандартным условиям, температуры, давления, плотности нефти и газа.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 70564-18
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В. Филановского ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть"
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 01
Производитель / Заявитель

АО "Нефтеавтоматика", г.Уфа

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 2 года
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 2 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

70564-18: Описание типа СИ Скачать 249.5 КБ
70564-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0168-17 МП Скачать 2.1 MБ

Описание типа

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти и газа центральной технологической платформы (далее - ЦТП) морского ледостойкого стационарного комплекса (далее - МЛСК) им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» (далее - СИКНГ) предназначена для автоматизированного измерения массы нефти, объема свободного нефтяного газа (далее - газа) приведенного к стандартным условиям, температуры, давления, плотности нефти и газа.

Описание

Принцип действия СИКНГ основан на прямом методе динамических измерений массы нефти и косвенном методе динамических измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям.

Измерения массы брутто нефти выполняют с использованием измерительных каналов (далее - ИК) массового расхода нефти выполненных на базе счётчиков-расходомеров массовых.

Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

Объем газа при стандартных условиях (температура +20 °С и абсолютное давление 0,101325 МПа) вычисляют методом «р-пересчета» на основании значений объема газа в рабочих условиях измеренных с помощью преобразователей расхода газа ультразвуковых, плотности газа в рабочих условиях измеренных с помощью преобразователя плотности газа, плотности газа в стандартных условиях рассчитанной по ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995).

СИКНГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для ЦТП (ИС-2 по ГОСТ Р 8.596-2002). Конструктивно СИКНГ состоит из:

- двух технологических блоков измерительных линий нефти - БИЛ-Н1 и БИЛ-Н2;

- технологического блока измерений показателей качества нефти - БИК-Н1;

- технологического блока измерительных линий газа - БИЛ-Г;

- технологического блока показателей качества газа - БИК-Г;

- технологического блока поверочной установки - ПУ;

- системы сбора и обработки информации - СОИ с автоматизированным рабочим местом оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Технологические блоки соединены с СОИ кабельными линиями связи.

Общий вид и структурная схема системы представлены на рисунках 1 и 2.

Рисунок 1 - Общий вид СИКНГ

Рисунок 2 - Структурная схема СИКНГ

Измерения параметров нефти и газа выполняют ИК. ИК состоят из измерительных преобразователей установленных в технологических блоках и вторичной части ИК, размещенной в СОИ, являющейся измерительно-вычислительным комплексом. Состав ИК представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень и состав ИК СИКНГ

Наименование ИК (количество)

Состав ИК

Первичный измерительный преобразователь

Промежуточный измерительный преобразователь, барьер искрозащиты

Измерительный контроллер

1

2

3

4

ИК массового расхода нефти (6)

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMFHC3 с преобразователем серии 2700, диапазон измерений от 68,04 до 2549,99 т/ч, предел допускаемой относительной погрешности ±0,2 % (регистрационный № 45115-10)

-

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений входного частотного сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 Гц.

Диапазон измерений входного импульсногно сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности на 10000 импульсов ±1

ИК температуры нефти (9)

Т ермопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, Pt-100, класс допуска А, диапазон измерений от минус 50 до плюс 450 0С, пределы допускаемых отконений ТС от НСХ ±(0,15+0,002-|t|) (регистрационный № 22257-11)

Преобразователь измерительный 644, диапазон измерений от 0 до 100 0С, погрешность цифрового сигнала ±0,15 0С, погрешность ЦАП ±0,03 % (от интервала измерений) (регистрационный номер 14683-09)

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений силы тока от 4 до 20 мА, пределы допускаемой основной приведенной погрешнсоти ±0,04 %

ИК дифференциального давления нефти (8)

Преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051 CD, диапазон измерений от 0 до 248 кПа, пределы допускаемой основной погрешности ±0,075 % от настроенного диапазона измерений (регистрационный № 14061-10)

-

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений силы тока от 4 до 20 мА, пределы допускаемой основной приведенной погрешнсоти ±0,04 %

1

2

3

4

ИК избыточного давления нефти (9)

Преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051 TG, диапазон измерений от 0 до 1,6 МПа (БИЛ-Н1, БИК-Н1), от 0 до 10,0 МПа (БИЛ-Н2), от 0 до 11,0 МПа (ПУ) пределы допускаемой основной погрешности ±0,075 % от настроенного диапазона измерений (регистрационный № 14061-10)

-

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений силы тока от 4 до 20 мА, пределы допускаемой основной приведенной погрешнсоти ±0,04 %

ИК плотности нефти (2)

Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, диапазон измерений от 300 до 1100 кг/м3, предел допускаемой основной абсолютной погрешности ±0,15 кг/м3 (регистрационный № 52638-13)

Преобразователь измерительный (барьер искрозащиты) серии pZ 600 модели pZ 680 (регистрационный № 4707311)

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений входного частотного сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 Гц.

Диапазон измерений входного импульсногно сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности на 10000 импульсов ±1

ИК объемного содержания воды в нефти (2)

Влагомер нефти поточный модели L, предел допускаемой абсолютной погрешности:

±0,05% (в диапазоне измерений от 0 до 2,0 %), ±0,1% (в диапазоне измерений от 2,0 до 4,0 %) (регистрационный № 56767-14)

-

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений силы тока от 4 до 20 мА, пределы допускаемой основной приведенной погрешнсоти ±0,04 %

1

2

3

4

ИК объемного расхода нефти (2)

Расходомер ультразвуковой UFM 3030K, диапазон измерений от 0,11 до 35,0 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности: ±4,5 % (имитационный метод поверки), ±0,5 % (проливной метод поверки) (регистрационный № 48218-11)

-

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений входного частотного сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 Гц.

Диапазон измерений входного импульсногно сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности на 10000 импульсов ±1

ИК объемного расхода газа (2)

Преобразователь расхода газа ультразвуковой SeniorSonic, диапазон измерений от 16,5 до 1655 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ±0,5 % (имитационный метод поверки), ±0,3 % (проливной метод поверки) (регистрационный № 43212-09)

-

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений входного частотного сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 Гц.

Диапазон измерений входного импульсногно сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности на 10000 импульсов ±1

ИК плотности газа (1)

Преобразователь плотности газа измерительный модели 7812, диапазон измерений от 1 до 400 кг/м3, предел допускаемой относительной погрешности ±0,15 % (регистрационный № 15781-01)

Преобразователь измерительный (барьер искрозащиты) серии ^Z 600 модели liZ 680 (регистрационный № 47073-11)

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений входного частотного сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 Гц.

Диапазон измерений входного импульсногно сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности на 10000 импульсов ±1

1

2

3

4

ИК плотности газа (1)

Преобразователь плотности газа GDM, диапазон измерений от 1 до 400 кг/м3, предел допускаемой относительной погрешности ±0,15 % (регистрационный № 62150-15)

Преобразователь измерительный (барьер искрозащиты) серии pZ 600 модели pZ 680 (регистрационный № 47073-11)

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений входного частотного сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 Гц.

Диапазон измерений входного импульсногно сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности на 10000 импульсов ±1

ИК температуры газа (3)

Т ермопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, Pt-100, класс допуска А, диапазон измерений от минус 50 до плюс 450 0С, пределы допускаемых отконений ТС от НСХ ±(0,15+0,002-|t|) (регистрационный № 22257-11)

Преобразователь измерительный 644, диапазон измерений от 0 до 100 0С, погрешность цифрового сигнала ±0,15 0С, погрешность ЦАП ±0,03 % (от интервала измерений) (регистрационный номер 14683-09)

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений силы тока от 4 до 20 мА, пределы допускаемой основной приведенной погрешнсоти ±0,04 %

ИК абсолютного давления газа (2)

Преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051 TA, диапазон измерений от 0 до 20,0 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ±0,075 % от настроенного диапазона измерений (регистрационный № 14061-10)

-

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений силы тока от 4 до 20 мА, пределы допускаемой основной приведенной погрешнсоти ±0,04 %

Окончание таблицы 1

1

2

3

4

ИК молярной доли компонентов газа

(1)

Хроматограф газовый промышленный модели 700 (регистрационный № 55188-13). Расширенные неопределенности результатов измерений молярной доли компонент газа в соответствии с документом ЕРМ-01-2015 «Методика измерений молярной доли компонентов природного и попутного нефтяного газа переменного состава с помощью хроматографов газовых промышленных моделей 500, 700 и 700ХА», утверждена ООО «Эмерсон» в 2015 г., аттестована в ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» (свидетельство № 669/242-(01.00250)-2015 от 5 августа * 2015 г.)

-

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Цифровой канал.

ИК температуры точки росы газа (1)

Гигрометр точки росы Michaell Instruments модификации Promet, диапазон измерений от -60 до +20°С, предел допускаемой абсолютной погрешности ±1,0 °C (регистрационный № 50304-12);

-

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений силы тока от 4 до 20 мА, пределы допускаемой основной приведенной погрешнсоти ±0,04 %

_

Допускается использовать другую, аттестованную в установленном порядке методику измерений молярной доли компонентов газа с помощью хроматографов газовых промышленных моделей 700, с расширенными неопределенностями результатов измерений молярной доли компонент газа не хуже чем в приведенной методике

В составе ИК допускается замена СИ на аналогичные СИ утвержденного типа с метрологическими характеристиками не хуже, чем у представленных выше.

ПУ, предусмотренный для определения метрологических характеристик ИК массового расхода нефти, выполнен на основе установки поверочной CP-M, диапазон измерений от 0,794 до 794,0 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ±0,05 % (регистрационный № 27778-09).

БИК-Н1 обеспечивает оперативный контроль показателей качества нефти измеряемой БИЛ-Н1 и отбор проб для лабораторного контроля. Отбор пробы нефти в БИК-Н1 для обеспечения ее представительности осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ-Н1.

Отбор проб газа в БИК-Г осуществляется по ГОСТ 31370-2008.

Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНГ предусматривают контроль пропусков и утечек нефти и газа.

СИКНГ обеспечивает выполнение следующих функций:

- измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

- измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3) нефти, объемной доли воды в нефти (%);

- вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

- измерение объемного расхода газа в рабочем диапазоне (м3/ч);

- измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3) газа;

- измерение компонентного состава газа;

- измерение температуры точки росы газа;

- вычисление плотности газа при стандартных условиях, теплоты сгорания, числа Воббе газа по компонентному составу;

- вычисление объемного расхода газа при стандартных условиях (м3/ч);

- вычисление объема газа при стандартных условиях (м3);

- поверку и контроль метрологических характеристик ИК массового расхода нефти с использованием ПУ;

- контроль метрологических характеристик рабочих ИК объемного расхода газа и плотности газа, по соответствующим контрольно-резервным ИК;

- отбор проб нефти и газа;

- индикацию, регистрацию, хранение и передача в системы верхнего уровня текущих, средних и интегральных значений измеряемых и вычисляемых параметров;

- контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;

- формирование, архивирование и печать отчетов о результатах измерений и по учету нефти и газа, контроля метрологических характеристик;

- защиту системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения настроек.

Пломбирование, нанесение оттисков клейм или наклеек на компоненты СИКНГ осуществляется согласно рекомендациям МИ 3002-2006.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНГ разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.

К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Cropos», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на АРМ оператора функциональных схем и технологических параметров СИКНГ, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. К метрологически значимой части программного комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблицах 2 и 3.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНГ (Операционная система контроллеров FloBoss S600+)

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Контроллер

бил-hi ИЛ1

БИЛ-Н1 ИЛ2

БИЛ-Н1 ИЛ3

БИК-Н1 БПУ

БИЛ-Н2 ИЛ1

БИЛ-Н2 ИЛ2

БИЛ-Н2 ИЛ3

БИЛ-Г ИЛ1

БИЛ-Г ИЛ2

Идентификационное наименование ПО

LinuxBinary.арр

Fil_2A1

Fil_2A2

Fil_2A3

Fil_2A4

Fil_3A1

Fil_3A2

Fil_3A3

Fil_3A4

Fil_3A5

Номер версии (идентификационный номер) ПО

06.13

06.13

06.13

06.13

06.13

06.13

06.13

06.13

06.13

Цифровой идентиф икатор

ПО

9935

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC16

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО СИКНГ (Программный комплекс «Cropos»)

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.37

Цифровой идентификатор ПО

DCB7D88F

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC32

Технические характеристики

Таблица 4 - Метрологические характеристики измерительных каналов СИКНГ

Наименование

Предел допускаемой погрешности

Диапазон измерений

Место установки первичного измерительного преобразователя

1

2

3

4

ИК массового расхода нефти

±0,25 % измеряемой величины

от 150 до 600 т/ч

БИЛ-Н1, БИЛ-Н2

ИК избыточного давления нефти

±0,25 % диапазона измерений

от 0 до 1,6 МПа

БИЛ-Н1, БИК-Н1

от 0 до 10,0 МПа

БИЛ-Н2

от 0 до 11,0 МПа

ПУ

1

2

3

4

ИК дифференциального давления нефти

±0,3 % диапазона измерений

от 0 до 248 кПа

БИЛ-Н1, БИКН1, БИЛ-Н2

ИК температуры нефти

±0,4 °С

от 0 до 100 °С

БИЛ-Н1, БИКН1, БИЛ-Н2, ПУ

ИК плотности нефти

±0,3 кг/м3

от 300 до 1100 кг/м3

БИК-Н1, ПУ

ИК объемного содержания воды в нефти

±0,06 %; ±0,11 %

от 0 до 2,0 %; от 2,0 до 4,0 %

БИК-Н1

ИК объемного расхода нефти

5,0 % измеряемой величины

от 1,0 до 13,0 м3/ч

БИК-Н1, ПУ

ИК объемного расхода газа

±0,55 %      *

измеряемой величины

от 16,5 до 1655 м3/ч

БИЛ-Г

ИК плотности газа

±0,2 % измеряемой величины

от 1 до 400 кг/м3

БИЛ-Г

ИК абсолютного давления газа

±0,25 % диапазона измерений

от 0 до 20 МПа

БИЛ-Г

ИК температуры газа

±0,4 °С

от 0 до 100 °С

БИЛ-Г, БИК-Г

ИК молярной доли компонентов газа

Согласно ЕРМ-01-2015 «] молярной доли компон попутного нефтяного состава с помощью хрог промышленных моделей утверждена ООО «Эм аттестована в ФГ им. Д.И.Менделеева) № 669/242-(01.00250)-2015 г.'

Методика измерений нтов природного и газа переменного атографов газовых 500, 700 и 700ХА», ерсон» в 2015 г.,

УП «ВНИИМ » (свидетельство 2015 от 5 августа **

БИК-Г

ИК температуры точки росы газа

±1,1 °C

-60 до +20 °С

БИК-Г

* При поверке преобразователей расхода газа ультразвуковых с помощью поверочной установки пределы допускаемой погрешности ИК объемного расхода газа при рабочих условиях составляют ±0,35 % измеряемой величины.

Допускается использовать другую, аттестованную в установленном порядке методику измерений молярной доли компонентов газа с помощью хроматографов газовых промышленных моделей 700, с расширенными неопределенностями результатов измерений молярной доли компонент газа не хуже чем в приведенной методике

Таблица 5 - Метрологические характеристики СИКНГ

Наименование характеристики

Значение характеристики

1

2

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002; свободный нефтяной газ

Диапазоны входных параметров измеряемой нефти:

- массовый расход БИЛ-Н1, т/ч

- массовый расход БИЛ-Н2 т/ч

- избыточное давление БИЛ-Н1, БИК-Н1, МПа

- избыточное давление БИЛ-Н2, ПУ, МПа

- температура, °C

- плотность при рабочих условиях, кг/м3

- массовая доля воды в нефти, %, не более

- массовая доля механических примесей, %, не более

- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

от 150 до 1200

от 190 до 1200

от 0 до 1,6

от 0 до 10

от 20 до 90

от 760 до 900

1,0

0,05

800

1

2

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Диапазоны входных параметров измеряемого газа:

- объемный расход при рабочих условиях (по одной ИЛ), м3/ч

- объемный расход, приведенный к стандартным условиям (по одной ИЛ), м3/ч

- абсолютное давление, МПа

- температура, °C

- плотность при рабочих условиях, кг/м3

- плотность при стандартных условиях, кг/м3

от 100 до 1655

от 12 500 до 465 000

от 10,6 до 17,6

от 30 до 70

от 60 до 300

от 0,65 до 1,2

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности газа, приведенной к стандартным условиям, %

±1,35

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %

±1,5

Таблица 6 - Основные технические характеристики СИКНГ

Состав

БИЛ-Н1;

БИК-Н1;

БИЛ-Н2;

БИЛ-Г;

БИК-Г;

СОИ

Количество измерительных линий, шт.

БИЛ-Н1 - 3 шт. (2 рабочие и резервная), БИЛ-Н2 - 3 шт. (2 рабочие и резервная), БИЛ-Г - 2 шт. (рабочая и контрольно-резервная)

Диаметр условного прохода измерительных линий, мм

БИЛ-Н1 - 250,

БИЛ-Н2 - 250, БИЛ-Г - 150

Режим работы системы

непрерывный

Габаритные размеры, мм, не более:

БИЛ-Н1

БИЛ-Н2

БИК-Н1, ПУ

БИЛ-Г

БИК-Г

6800x3650x2969 9440x6173x3759 5650x6400x3500 11520x2945x2980 3130x2210x4840

Масса, кг, не более

БИЛ-Н1

БИЛ-Н2

БИК-Н1, ПУ

БИЛ-Г

БИК-Г

20000 44000 12500 17500

6100

Параметры электропитания:

- напряжение переменного тока, В

- частота переменного тока, Гц

400±40/230±23 50+0,4

Потребляемая мощность, кВт, не более

96,65

Условия эксплуатации:

- температура окружающей среды

- атмосферное давление, кПа

- влажность, %, не более

от -30 до +36 от 84 до 106,7 95

Средний срок службы, лет

35

Средняя наработка на отказ, ч

80 000

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНГ типографским способом.

Комплектность

Таблица 7 - Комплектность средства измерений

Наименование и условные обозначения

Обозначение

Кол-во

Единичный экземпляр системы измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В.Филановского в составе согласно инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им В.Филановского

-

1 шт.

Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им В.Филановского

-

1 экз.

Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть». Методика поверки»

НА.ГНМЦ.0168-17 МП.

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0168-17 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 15.06.2017 г.

Основные средства поверки (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде):

- установка поверочная CP-M, пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости измерительного участка не более +0,05 % (регистрационный № 27778-09);

- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ Р 8.618-2014, с пределами допускаемой относительной погрешности воспроизведения единицы объемного расхода газа не более +0,23 %;

- рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002, с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности не более ±0,1 кг/м3;

- рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.614-2013 объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов;

- мерник металлический эталонный I-го разряда «М», номинальный объем при 20 °С 120 дм3 (регистрационный № 28515-09);

- калибратор давления DPI модификации DPI-620 (регистрационный № 16347-09);

- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС-156В (регистрационный № 20262-02);

- азот газообразный по ГОСТ 9293-74;

- стандартный образец искусственной газовой смеси в азоте (М1-П-1) ГСО 10597-2015.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНГ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе МН 781-2017 «ГСИ. Объем свободного нефтяного газа. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», утверждена ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 30.05.2017 г. (свидетельство об аттестации RA.RU.310652-057/03-2017 от 30.05.2017 г.).

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

ГОСТ Р 8.733-2011 ГСИ. Системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

ГОСТ Р 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 3 Западно-Крымская (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электр...
70566-18
АСН Комплексы измерительные автоматизированные
ООО "ГЛАВНЕФТЕСНАБ", г.Армавир
Комплексы измерительные автоматизированные АСН (далее - комплексы) предназначены для измерений объема и массы жидкости при перекачке, приеме и выдаче ее в автоцистерны и ж/д цистерны (далее - цистерны), поставляемые со стояками налива или без стояков...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерительная АСУТП установки закачки солесодержащих стоков тит. 203 АО «ТАНЕКО» (далее - ИС) предназначена для измерений параметров технологического процесса (давления, перепада давления, объемного расхода, нижнего концентрационного предела...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерительная АСУТП установки противопожарного водоснабжения тит. 186 АО «ТАНЕКО» (далее - ИС) предназначена для измерений параметров технологического процесса (давления, температуры, объемного расхода, уровня), формирования сигналов управлен...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерительная АСУТП ТСП № 2 тит. 072/2 АО «ТАНЕКО» (далее - ИС) предназначена для измерений параметров технологического процесса (давления, перепада давления, уровня, объемного расхода, температуры, нижнего концентрационного предела распростр...