Система измерений количества и показателей качества нефти № 1008 на входе Марийского НПЗ
| Номер в ГРСИ РФ: | 73941-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП "ГКС", г.Казань |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1008 на входе Марийского НПЗ (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти при операциях между АО «Транснефть - Верхняя Волга» и ООО «Марийский НПЗ».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 73941-19 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1008 на входе Марийского НПЗ |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО НПП "ГКС", г.Казань
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 8 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 10.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 73941-19: Описание типа СИ | Скачать | 79.6 КБ | |
| 73941-19: Методика поверки МП 0789-14-2018 | Скачать | 5.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1008 на входе Марийского НПЗ (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти при операциях между АО «Транснефть - Верхняя Волга» и ООО «Марийский НПЗ».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с применением счетчика-расходомера массового. Выходные сигналы электронного преобразователя счетчика-расходомера массового 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.
В составе СИКН применены средства измерений утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
|
Наименование средства измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
|
Расходомеры массовые Promass (далее - МПР) |
15201-07 |
|
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR |
26239-06 |
|
Преобразователи измерительные iTemp РСР TMT 181 |
26240-03 |
|
Преобразователи давления измерительные Cerabar S PMP |
16779-04 |
|
Преобразователь плотности жидкости измерительный (мод. 7835) |
15644-06 |
|
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм |
14557-05 |
|
Расходомер UFM 3030 |
32562-06 |
|
Измерительно-вычислительные контроллеры OMNI-6000 (далее - ИВК) |
15066-04 |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
|
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ |
26803-06 |
|
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ |
26803-11 |
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массового расхода нефти по каждой измерительной линии (ИЛ) и СИКН в целом;
- автоматические измерения массы брутто нефти и вычисление 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 по каждой ИЛ и СИКН в целом;
- автоматические измерения плотности, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти в блоке измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- автоматические измерения температуры в ИЛ блока измерительных линий (БИЛ), БИК, выходном коллекторе СИКН;
- автоматические измерения избыточного давления в ИЛ БИЛ, в входном коллекторе СИКН, выходном коллекторе СИКН и БИК;
- автоматические измерения разности давления на фильтрах в блоке фильтров, БИК;
- измерения давления и температуры с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;
- контроль метрологических характеристик (КМХ) рабочего и резервного МПР по контрольному МПР в автоматическом режиме;
- КМХ контрольного МПР по передвижной трубопоршневой поверочной установки
(тпу);
- поверку МПР и КМХ МПР по передвижной ТПУ;
- ручное управление запорной арматурой, автоматическое и ручное управление регулирующей арматурой;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- контроль и автоматическое регулирование расхода нефти в БИК;
- автоматическое регулирование давления нефти на входе СИКН;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов в емкости для учтенной и неучтенной нефти и последующее их заполнение без остатков воздуха;
- регистрацию и хранение результатов измерений и сформированных отчетов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. Наименование ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО ИВК (рабочий) |
ПО ИВК (резервный) | |
|
Идентификационное наименование ПО |
- |
- |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
24.75.01 |
24.75.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
EBE1 |
E825 |
Уровень защиты ПО СИКН имеет «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон расхода измеряемой среды, м3/ч (т/ч) |
от 60 до 403 (от 53 до 345) |
|
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 (1 рабочая, 1 резервная и 1 контрольная) |
|
Давление измеряемой среды, МПа: - рабочее - максимальное допускаемое |
от 0,4 до 1,0 1,2 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от 13,4 до 32,7 |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Вязкость кинематическая измеряемой среды, сСт, не более - при температуре нефти +20 °С - при температуре нефти +50 °С |
13,5 5,8 |
|
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3: - при температуре нефти +15 °С - при температуре нефти +20 °С |
от 859,5 до 884,0 от 856,1 до 875,0 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
1,8 |
|
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
20 |
|
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более |
40 |
|
Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 °С, млн-1, (ppm), не более |
10 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, °С - температура воздуха в помещении, °С |
от -50 до +50 от +5 до +40 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность СИКН
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1008 на входе Марийского НПЗ |
зав. № 01 |
1 шт. |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1008 на входе Марийского НПЗ. Инструкция по эксплуатации |
_ |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1008 на входе Марийского НПЗ. Методика поверки |
МП 0789 -14-2018 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0789-14-2018 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1008 на входе Марийского НПЗ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 05.10.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с Приказом 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» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки МПР, входящих в состав СИКН, во всем диапазоне измерений;
- 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 документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на входе Марийского НПЗ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений -«ФР.1.29.2017.26100» с изменением № 1).
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения 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»
Смотрите также
