Система измерений количества и показателей качества нефти № 1521. Приемо-сдаточный пункт АО "АРКТИКГАЗ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 74374-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП "ГКС", г.Казань |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1521. Приемосдаточный пункт АО «АРКТИКГАЗ» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74374-19 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1521. Приемо-сдаточный пункт АО "АРКТИКГАЗ" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 869 |
Производитель / Заявитель
ООО НПП "ГКС", г.Казань
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 74374-19: Описание типа СИ | Скачать | 92.7 КБ | |
| 74374-19: Методика поверки МП 0797-14-2018 | Скачать | 5.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1521. Приемосдаточный пункт АО «АРКТИКГАЗ» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью массовых преобразователей расхода. Выходные электрические сигналы массовых преобразователей расхода 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, блока измерений показателей качества нефти, системы сбора и обработки информации и блока рабочего эталона расхода. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
СИКН состоит из одной рабочей и одной контрольно-резервной измерительных линий.
В состав СИКН входят следующие средства измерений (СИ):
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, модели CMF (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее - регистрационный номер) 45115-16;
- преобразователи давления измерительные КМ35, регистрационный № 71088-18;
- датчики температуры Rosemount 3144P, регистрационный № 63889-16;
- преобразователи плотности и расхода CDM модели CDMIOOP, регистрационный № 63515-16;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, регистрационный № 57762-14;
- влагомеры поточные модели L, регистрационный № 56767-14.
В систему сбора и обработки информации СИКН входят:
- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее - ИВК), регистрационный
№ 64224-16;
- устройство распределенного ввода-вывода Simatic ET200, регистрационный
№ 66213-16;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора СИКН с аттестованным программным обеспечением (ПО) «ГКС Расход НТ».
В состав СИКН входят показывающие средства измерений:
- манометры избыточного давления, вакуумметры и мановакуумметры показывающие МП-У, ВП-У, МВП-У модели МП4-У, регистрационный № 10135-15;
- манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ модели МПТИ-У2, регистрационный № 26803-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный № 303-91.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) СРМ применяется установка поверочная СР (далее - ПУ), регистрационный № 27778-15, применяемая в качестве рабочего эталона 1 разряда.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массы брутто нефти прямым методом динамических измерений с применением СРМ в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти как разности массы брутто нефти и массы балласта по результатам измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли воды в нефти;
- автоматические измерения плотности и объемной доли воды;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих СИ давления и температуры нефти соответственно;
- обработка и регистрация результатов измерений при проведении КМХ рабочего СРМ с применением контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного;
- обработка и регистрация результатов измерений при проведении КМХ и поверки СРМ с применением ПУ;
- 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;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
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 |
LinuxBinary.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.25 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0x1990 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC16 |
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 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКН
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода по рабочей измерительной линии, т/ч |
от 28 до 188 |
|
Диапазон измерений расхода по контрольно-резервной измерительной линии, т/ч |
от 28 до 188 |
|
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 СИКН
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая и 1 контрольнорезервная) |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа: - минимально допустимое - рабочее - максимально допустимое |
1,6 от 1,6 до 2,1 2,5 |
|
Температура измеряемой среды, °С - минимально допустимая - рабочая - максимально допустимая (расчетное) |
+20 от +20 до +40 +60 |
|
Плотность измеряемой среды при температуре +20 °С, кг/м3 |
от 750 до 830 |
|
Плотность измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3 |
от 735 до 830 |
|
Вязкость кинематическая измеряемой среды при температуре +20 °С, сСт, не более |
10 |
|
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 парафина, %, не более |
6,0 |
|
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
20 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
0,6 |
|
Массовая доля метил- и этил-меркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более |
40 |
|
Давление насыщенных паров при температуре измеряемой среды +37,8 °С, кПа (мм рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
Окончание таблицы 4
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±22 однофазное, 380±38 трехфазное 50±1 |
|
Температура воздуха внутри помещения системы сбора и обработки информации, °С |
от +20 до +30 |
|
Температура воздуха внутри помещения блока измерений показателей качества нефти, °С |
от +10 до +25 |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СИКН
|
Наименование |
Обозначение |
Количест во |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1521. Приемо-сдаточный пункт АО «АРКТИКГАЗ», заводской № 869 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти №1521. Приемо-сдаточный пункт АО «АРКТИКГАЗ» |
- |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1521. Приемо-сдаточный пункт АО «АРКТИКГАЗ». Методика поверки |
МП 0797-14-2018 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0797-14-2018 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1521. Приемо-сдаточный пункт АО «АРКТИКГАЗ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 26 декабря 2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 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 СРМ, входящих в состав СИКН, в рабочем диапазоне измерений расхода.
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
приведены в документе ГКС-010-2018 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 1521. Приемо-сдаточный пункт АО «АРКТИКГАЗ» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.002572013/178014-18 от 15.11.2018 г.).
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепроводов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15.03.2016 г. № 179 «Перечень 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 Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 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
