Система измерений количества и показателей качества нефти №1555 на ПСП "Ленск"
| Номер в ГРСИ РФ: | 75608-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа |
Система измерений количества и показателей качества нефти №1555 на ПСП «Ленск» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматического учета нефти, поступающей на ПСП от объектов нефтедобычи ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» и подаваемой на вход НПС-12 для транспортировки по магистральному нефтепроводу трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» ООО «Транснефть-Восток».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 75608-19 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти №1555 на ПСП "Ленск" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 75608-19: Описание типа СИ | Скачать | 91.5 КБ | |
| 75608-19: Методика поверки МП 0939-14-2019 | Скачать | 5.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №1555 на ПСП «Ленск» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматического учета нефти, поступающей на ПСП от объектов нефтедобычи ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» и подаваемой на вход НПС-12 для транспортировки по магистральному нефтепроводу трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» ООО «Транснефть-Восток».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы преобразователей массового 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, 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 состав СИКН входят:
- блок фильтров;
- блок измерительных линий;
- дополнительный блок измерительных линий;
- пробозаборное устройство щелевого типа;
- блок измерений показателей качества нефти;
- система сбора, обработки информации и управления;
- система дренажа.
В составе СИКН применены следующие средства измерений утвержденных типов:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модификации CMF 400) с измерительным преобразователем серии 2700 и (или) счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модели CMF 400) с электронным преобразователем модели 2700, тип зарегистрирован ы Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее - рег.) №№ 45115-10 или 45115-16;
- датчики температуры 644, рег. № 39539-08;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, рег. № 22257-11;
- преобразователи измерительные Rosemount 644, рег. № 56381-14;
- преобразователи давления измерительные 3051, рег. №№ 14061-10 или 14061-15; или преобразователи давления измерительные EJX, рег. № 28456-09;
- датчики давления ДМ5007, рег № 14753-11;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, рег. № 48218-11;
- весы лабораторные электронные GZH, рег. № 38226-08;
- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее - ИВК), рег. №№ 57563-14 или 64224-16;
- комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix, рег. № 42664-09;
- преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835), рег. № 15644-06, или преобразователи плотности и расхода CDM, рег. № 63515-16;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7829), рег. № 15642-06, или преобразователи плотности и вязкости модели FVM, рег. № 62129-15;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, рег. №№ 14557-10 или 14557-15;
- показывающие средства измерений температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С;
- показывающие средства измерений давления, класс точности 0,6;
- показывающие средства измерений давления, применяемые для контроля протечек, класс точности 2,5.
Вспомогательные устройства и технические средства:
- фильтры тонкой очистки;
- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517;
- автоматические и ручной пробоотборные устройства;
- запорная и регулирующая арматура с устройствами контроля протечек.
Заводской номер СИКН указан на фирменной табличке и в эксплуатационной документации.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН (ИВК, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО СИКН. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса).
ПО не оказывает влияния на метрологические характеристик СИКН.
Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
ИВК (основной) |
ИВК (резервный) |
АРМ оператора | |
|
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
LinuxBinary.app |
ОЗНА-Flow |
|
Номер версии (иденти фикационный номер) ПО |
06.25 |
06.25 |
v 2.1 |
|
Цифровой идентифика- |
0х1990 |
0х1990 |
64С56178 |
|
тор ПО |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКН, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Расход нефти, т/ч: |
от 53 до 783 |
|
Расход нефти через одну измерительную линию*, т/ч |
от 53 до 261 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
± 0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
± 0,35 |
|
* - Объемный расход нефти через одну измерительную линию не должен превышать 300 м3/ч | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Количество измерительных линий, шт. |
4 (3 рабочие, 1 контрольно-резервная) |
|
Рабочее давление на входе в СИКН, МПа |
от 0,4 до 3,6 |
|
Суммарные потери давления на СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости нефти, МПа, не более: - в режиме измерений - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) |
0,2 0,4 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +10 до +30 |
|
Вязкость кинематическая при температуре нефти +20 °С, сСт (мм2/с), не более |
50 |
|
Плотность нефти, кг/м3: - при температуре нефти +20 °С - при температуре нефти +15 °С |
от 850,1 до 895 от 853,7 до 898,4 |
|
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 |
1,80 |
|
Содержание парафина, %, не более |
6 |
|
Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ppm), не более |
20 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы СИКН |
постоянный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38; 220±22 50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
103 |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Параметры электрического питания: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа |
от -57 до +36 80 от 96 до 104 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти №1555 на ПСП «Ленск», заводской № 01 |
— |
1 шт. |
|
Руководство по эксплуатации |
— |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 1270-9-2021 |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №1555 ПСП «Ленск» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/5309-21 от 23.03.2021 г.).
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Рос-стандарт) 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
