Система измерений количества и показателей качества нефти №568 в районе НПС "Пурпе" на ПСП "Губкинское". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти №568 в районе НПС "Пурпе" на ПСП "Губкинское"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 378 п. 16 от 28.03.2014
Класс СИ 29.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №568 в районе НПС «Пурпе» на ПСП «Губкинское», (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного определения количества и показателей качества товарной нефти (далее - нефти) при учетно-расчетных операциях.

Описание

СИКН реализует прямой метод динамических измерений массы брутто нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ).

Принцип действия СИКН заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам (далее - ИК) от преобразователей массы, давления, температуры, плотности, влагосодержания.

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 СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.

В состав СИКН входят:

- блок фильтров (далее - БФ);

- блок измерительных линий (далее - БИЛ): две рабочие и резервно-контрольная измерительные линии (далее - ИЛ);

- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);

- блок трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ);

- СОИ.

Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массы брутто нефти, проходящей через БИЛ, прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;

- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;

- автоматический контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочих СРМ по контрольно-резервному СРМ;

- автоматический КМХ рабочих и контрольно-резервного СРМ по ТПУ;

- защиту оборудования и средств измерений (далее - СИ) от механических примесей;

- отбор пробы в БИК;

- измерение плотности и влагосодержания нефти;

- автоматическое вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений содержания в нефти влаги, хлористых солей и механических примесей;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;

- защита системной информации от несанкционированного доступа.

СИ, входящие в состав СИКН, указаны в таблице 1:

Таблица 1

№ п/п

Наименование СИ

Госреестр №

БФ

1

Преобразователь давления измерительный 3051CD

14061-10

БИЛ

1

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF300-RFT9739

45115-10

2

Датчик температуры 644

39539-08

3

Преобразователь давления измерительный 3051S

24116-08

БИК

1

Расходомер-счетчик ультразвуковой УРСВ-010М «ВЗЛЕТ РС»

16179-02

2

Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835

15644-06

3

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм

14557-10

4

Преобразователь давления измерительный 3051S

24116-08

5

Датчик температуры 644

39539-08

Блок ТПУ

1

Установка поверочная СР

27778-09

СОИ

1

Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (далее - ИВК)

19240-11

2

АРМ оператора СИКН «Вектор»

-

3

Преобразователи измерительные (барьеры искрозащиты) серии ^Z600

28979-05

Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКН обеспечивается применением преобразователей измерительных (барьеров искрозащиты) серии ^Z600.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО ИВК ИМЦ-03 (свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 2301-5-187 выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» 25.05.2009 г.), к верхнему уровню - ПО АРМ оператора СИКН «Вектор» (свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений выдано ФГУ Тюменский центр стандартизации, метрологии и сертификации 26.02.2006 г.).

Защита ПО СИКН от преднамеренных и непреднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется разграничением прав доступа пользователей к ПО с помощью системы паролей и ведением журнала событий.

Аппаратная защита обеспечивается опломбированием ИВК.

ПО СИКН имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.

Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 2.

Таблица 2

Наименование

ПО

Идентификацио нное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой идентиф икатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

ПО СИКН ИМЦ-03

ИВК ИМЦ-03

В 21.05m

AEBB8F67

CRC-32

ПО СИКН АРМ оператора «Вектор»

(АРМ)»Вектор»

-

4322D955

52D24FA1

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики СИКН представлены в таблице 3.

Таблица 3

Наименование

СИКН

Рабочая среда

нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002

Диапазон массового расхода нефти через СИКН, т/ч, не более - ИЛ №1 - ИЛ №2 - ИЛ №3

от 20,1 до 180

от 20,1 до 180

от 19,9 до 180

Рабочий диапазон температуры нефти, °С

от + 5 до + 30

Рабочее избыточное давление нефти, МПа, не более

4

Физико-химические свойства нефти:

- плотность нефти в рабочем диапазоне температур, кг/м3

- вязкость нефти кинематическая в рабочем диапазоне температур, сСт

- массовая доля воды, %, не более

- массовая доля механических примесей, %, не более

- концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

- давление насыщенных паров, кПа, не более

- объемная доля свободного газа

от 754,2 до 809,9

от 1,14 до 3,28 0,8 0,05

94,5

66,7 отсутствует

Пределы относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти, %

± 0,25

Пределы относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти, %

± 0,35

Условия эксплуатации СИ СИКН:

- температура окружающей среды в месте установки, °С первичных преобразователей ИК вторичных преобразователей ИК и СОИ

- относительная влажность в месте установки, %, не более первичных преобразователей ИК вторичных преобразователей ИК и СОИ

- атмосферное давление, кПа

от 0 до + 50

от + 5 до + 30

95

80

от 84 до 106,7

Параметры электропитания:

- напряжение, В:

- частота, Гц

380/220 (±10%) 50±0,1

Потребляемая мощность, кВ • А, не более

15

Наименование

СИКН

Режим работы СИКН

постоянный

Габаритные размеры (ДхШ*В) СИКН, мм

- БФ

3200x2030x2870

- Блок-бокс БИЛ и БИК

10200x3200x3950

- Блок-бокс ТПУ

9200x3200x3950

Масса, кг, не менее:

- БФ

3000

- Блок-бокс БИЛ и БИК

9840

- Блок-бокс ТПУ

3000

Средний срок службы, лет, не менее

10

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку СИКН методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Комплектность СИКН представлена в таблице 4.

Таблица 4

Наименование

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти №568 в районе НПС «Пурпе» на ПСП «Губкинское», зав.№ 15. В комплект поставки вxодят: комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03, первичные и промежуточные измерительные преобразователи, кабельные линии связи, сетевое оборудование.

1 экз.

Система измерений количества и показателей качества нефти №568 в районе НПС «Пурпе» на ПСП «Губкинское». Руководство по эксплуатации

1 экз.

Система измерений количества и показателей качества нефти №568 в районе НПС «Пурпе» на ПСП «Губкинское». Паспорт

1 экз.

МП 59-30151-2013 ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №568 в районе НПС «Пурпе» на ПСП «Губкинское». Методика поверки

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 59-30151-2013 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №568 в районе НПС «Пурпе» на ПСП «Губкинское». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 20 декабря 2013 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

- СИ в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей;

- калибратор многофункциональный MC5-R: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения частотных сигналов прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №568 в районе НПС «Пурпе» на ПСП «Губкинское», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 289-395-01.00328-2013.

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

2. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

3. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия

4. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденные приказом Минпромэнерго от 31.03.05. № 69

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций;

- выполнение государственных учетных операций.

Развернуть полное описание