Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 ПСП "Станция смешения нефти"
| Номер в ГРСИ РФ: | 70622-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП "ГКС", г.Казань |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70622-18 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 ПСП "Станция смешения нефти" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 719 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПП "ГКС", г.Казань
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 68 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 68 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 70622-18: Описание типа СИ | Скачать | 77.9 КБ | |
| 70622-18: Методика поверки МП 0719-14-2017 | Скачать | 632.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью турбинных преобразователей расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы турбинных преобразователей расхода, преобразователей температуры, давления, плотности 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 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 СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
СИКН состоит из двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий.
В состав СИКН входят следующие средства измерений (СИ):
- преобразователи расхода турбинные HTM (далее - ТПР), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее - регистрационный №) 56812-14;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-10;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-15;
- датчики температуры Rosemount 3144Р, регистрационный № 39539-08;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7827, 7829), регистрационный № 15642-06;
- плотномеры фирмы Шлюмберже, состоящие из преобразователя плотности типа 7835 и центрального блока обработки информации типа 7925, регистрационный № 13424-92;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный номер 14557-05;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный № 48218-11;
- анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT, регистрационный № 47395-11.
В систему сбора, обработки информации и управления СИКН входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИВК), регистрационный номер 53852-13;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора СИКН с аттестованным программным обеспечением (ПО) «ГКС Расход НТ».
В состав СИКН входят показывающие СИ давления и температуры нефти утвержденных типов.
Допускается применение СИ, находящихся на хранении, а именно:
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный № 15644-01;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный № 52638-13.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР применяется установка поверочная трубопоршневая двунаправленая OGSB (далее - ТПУ), регистрационный номер 62207-15, применяемая в качестве рабочего эталона 1-го разряда.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения объема, объемного расхода и массы брутто нефти косвенным методом 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 нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих СИ давления и температуры нефти соответственно;
- проведение КМХ рабочих ТПР с применением контрольно-резервного ТПР, применяемого в качестве контрольного;
- проведение КМХ и поверки ТПР 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.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах АРМ оператора. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях СИКН в целях утверждения типа. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1 и таблице 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
EMC07.Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
PX.7000.01.04 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
A204D560 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора «ГКС расход НТ»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ГКС Расход НТ |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
4.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
70796488 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблице 3 и таблице 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, м3/ч |
от 556 до 3040 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (2 рабочие, 1 контрольно-резервная) |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа: - минимально допустимое - рабочее - максимально допустимое |
0,2 от 0,3 до 0,7 0,7 |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от +1,0 до +50,0 |
|
Плотность измеряемой среды, кг/м3: - при минимальной в течение года температуре измеряемой среды - при максимальной в течение года температуре измеряемой среды |
от 893,0 до 900,0 от 770,0 до 786,0 |
|
Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, мм2/с (сСт) |
от 1,0 до 50,0 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
1,0 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
900 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
6,0 |
|
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
100,0 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
1,1 |
|
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более |
100,0 |
|
Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±22 однофазное 380 трехфазное 50±1 |
|
Режим управления: - запорной арматурой БИЛ - регуляторами расхода |
автоматизированный автоматический |
|
Температура воздуха внутри помещения БИК, °С |
от +5 до +28 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СИКН
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти», заводской № 719 |
— |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 719 Приемо сдаточный пункт «Станция смешения нефти» |
— |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти». Методика поверки |
МП 0719-14-2017 с изменением № 1 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0719-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти». Методика поверки» с изменением № 1, утвержденному ФГУП «ВНИИР» 06 декабря 2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки ТПР, входящих в состав СИКН, во всем диапазоне измерений;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
приведена в документе ГКС-008-2017 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 719 ПСП «Станция смешения нефти», регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2018.29448.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
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
