Система измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП "Уренгой - Пур-Пэ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 84336-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "Газпром автоматизация", г.Москва |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП «Уренгой -Пур-Пэ» (далее - СИКН) предназначена для динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 84336-22 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП "Уренгой - Пур-Пэ" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 80803629.425270.025-СИК НКС (К) |
Производитель / Заявитель
Публичное акционерное общество "Газпром автоматизация" (ПАО "Газпром автоматизация"), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 84336-22: Описание типа СИ | Скачать | 260.2 КБ | |
| 84336-22: Методика поверки | Скачать | 5.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП «Уренгой -Пур-Пэ» (далее - СИКН) предназначена для динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти. Выходные сигналы расходомеров массовых, преобразователей температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, 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 и эксплуатационными документами ее компонентов.
СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, трубопоршневой поверочной установки, системы сбора, обработки информации и управления, узла подключения передвижной поверочной установки и системы дренажа.
В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Измерительные компоненты
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Расходомеры массовые Promass (далее - СРМ) |
15201-11 |
|
Преобразователи температуры программируемые ТСПУ 031 модели ТСПУ031С/ХТ |
46611-16 |
|
Датчики давления Метран-150 моделей 150TG и 150CD |
32854-13 |
Продолжение таблицы 1
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Преобразователи плотности и расхода CDM модификации CDMIOOP |
63515-16 |
|
Преобразователи плотности и вязкости FVM |
62129-15 |
|
Влагомеры поточные ВСН-АТ |
62863-15 |
|
Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 |
57762-14 |
|
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее -ИВК) |
57563-14 |
|
Преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н-01 |
82252-21 |
|
Установка трубопоршневая двунаправленная ТПУ ЭМИС |
73906-19 |
В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения массы брутто нефти прямым методом динамических измерений за установленные интервалы времени в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной лаборатории или массовой доли воды, вычисленной по результатам измерений объемной доли воды поточным влагомером;
- автоматические измерения плотности, вязкости нефти и объемной доли воды в нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- поверка и контроль метрологических характеристик СРМ с применением поверочной установки;
- контроль метрологических характеристик СРМ по контрольно-резервному СРМ, применяемому в качестве контрольного;
- автоматический и ручной отбор проб нефти в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль технологических параметров нефти в СИКН, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Заводской номер СИКН нанесен на маркировочную табличку, закрепленную на внутренней стороне двери аппаратного блока, с помощью специализированного лазерного принтера с термическим закреплением печати.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблицах 2 и 3.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом влияния ПО.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения ИВК
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.13 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
9935 |
Таблица 3 - Идентификационные данные программного обеспечения АРМ оператора
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Паспорт качества |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
fd01475b04d1eb57ff22232b742b869b |
|
Идентификационное наименование ПО |
Акт приема сдачи |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
80c0a0342560a7637227c33135998979 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Поверка |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7c3d5a273c95bc458b2bbd82abe1f249 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ МПР по ТПУ |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
47736d48c5fd7b386da286c7a156b804 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ МПР по контрольному МПР |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
61a8e9b888ca46352133d32d50a8cd75 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПП по ареометру |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
650a61369fb7aa8dcaaf845440f363cb |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПП по резервному |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
58e96436528f71af5e10fd92790d21d8 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПП по эталонному |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b90e55b152b5bb3d28688923c45e95bc |
Продолжение таблицы 3
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПП по пикнометру |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
66a31dd0a95d9a951 f3cd63d1 f03ab91 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПВл по лаборатории |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
64ee 1a26ed77b 1cf4899b9d0c9254525 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПВл по резервному |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
beb2423994e133852913ec3568ee5b22 |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПВз по лаборатории при ру |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
9be7af331d603cf747226ed8a4e79c4b |
|
Идентификационное наименование ПО |
КМХ ПВз по лаборатории при 20 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
814c71e526a19bdcbd0ebf23b9ebe655 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Паспорт качества (ЕАЭС) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0ba1d53780dbed48dd04286ee21e6ef7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Акт приема сдачи (ЕАЭС) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ba086c2389cf59024ea65121571ebad5 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблицах 4 и 5.
Таблица 4 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода нефти, м3/ч (т/ч) |
от 85 (74) до 800 (616) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
|
* Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки и не может превышать максимальный диапазон измерений | |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий, шт. |
5 (3 рабочих, 1 резервная, 1 контрольно-резервная) |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц |
380±38, трехфазное; 220±22, однофазное 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С |
от -55 до +40 |
|
Параметры измеряемой среды | |
|
Измеряемая среда |
нефть |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа: - минимальное - рабочее - максимально допустимое |
0,5 от 0,7 до 4,7 6,3 |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от +30 до +50 |
|
Плотность измеряемой среды при температуре +20 °С, кг/м3 |
от 770 до 870 |
|
Вязкость кинематическая при температуре +20 °С, мм2/с (сСт), не более |
10 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП «Уренгой - Пур-Пэ», заводской № 80803629.425270.025-СИК НКС(К) |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
ИЭ ОКИПАиМ-107-2021 |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1101 ПСП «Уренгой - Пур-Пэ».
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07 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»
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
Смотрите также
