Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти и газа центральной технологической платформы (далее - ЦТП) морского ледостойкого стационарного комплекса (далее - МЛСК) им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» (далее - СИКНГ) предназначена для автоматизированного измерения массы нефти, объема свободного нефтяного газа (далее - газа) приведенного к стандартным условиям, температуры, давления, плотности нефти и газа.
Описание
Принцип действия СИКНГ основан на прямом методе динамических измерений массы нефти и косвенном методе динамических измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям.
Измерения массы брутто нефти выполняют с использованием измерительных каналов (далее - ИК) массового расхода нефти выполненных на базе счётчиков-расходомеров массовых.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Объем газа при стандартных условиях (температура +20 °С и абсолютное давление 0,101325 МПа) вычисляют методом «р-пересчета» на основании значений объема газа в рабочих условиях измеренных с помощью преобразователей расхода газа ультразвуковых, плотности газа в рабочих условиях измеренных с помощью преобразователя плотности газа, плотности газа в стандартных условиях рассчитанной по ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995).
СИКНГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для ЦТП (ИС-2 по ГОСТ Р 8.596-2002). Конструктивно СИКНГ состоит из:
- двух технологических блоков измерительных линий нефти - БИЛ-Н1 и БИЛ-Н2;
- технологического блока измерений показателей качества нефти - БИК-Н1;
- технологического блока измерительных линий газа - БИЛ-Г;
- технологического блока показателей качества газа - БИК-Г;
- технологического блока поверочной установки - ПУ;
- системы сбора и обработки информации - СОИ с автоматизированным рабочим местом оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Технологические блоки соединены с СОИ кабельными линиями связи.
Общий вид и структурная схема системы представлены на рисунках 1 и 2.
Измерения параметров нефти и газа выполняют ИК. ИК состоят из измерительных преобразователей установленных в технологических блоках и вторичной части ИК, размещенной в СОИ, являющейся измерительно-вычислительным комплексом. Состав ИК представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень и состав ИК СИКНГ
| Наименование ИК (количество) | Состав ИК |
| Первичный измерительный преобразователь | Промежуточный измерительный преобразователь, барьер искрозащиты | Измерительный контроллер |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| ИК массового расхода нефти (6) | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion СМБНС3 с преобразователем серии 2700, диапазон измерений от 68,04 до 2549,99 т/ч, предел допускаемой относительной погрешности ±0,2 % (регистрационный № 45115-10) | | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений входного частотного сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 Гц. Диапазон измерений входного импульсногно сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности на 10000 импульсов ±1 |
| ИК температуры нефти (9) | Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, Pt-100, класс допуска А, диапазон измерений от минус 50 до плюс 450 0С, пределы допускаемых отконений ТС от НСХ ±(0,15+0,002 • |t|) (регистрационный № 22257-11) | Преобразователь измерительный 644, диапазон измерений от 0 до 100 0С, погрешность цифрового сигнала ±0,15 0С, погрешность ЦАП ±0,03 % (от интервала измерений) (регистрационный номер 14683-09) | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений силы тока от 4 до 20 мА, пределы допускаемой основной приведенной погрешнсоти ±0,04 % |
| ИК дифференциального давления нефти (8) | Преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051 CD, диапазон измерений от 0 до 248 кПа, пределы допускаемой основной погрешности ±0,075 % от настроенного диапазона измерений (регистрационный № 14061-10) | | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений силы тока от 4 до 20 мА, пределы допускаемой основной приведенной погрешнсоти ±0,04 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| ИК избыточного давления нефти (9) | Преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051 TG, диапазон измерений от 0 до 1,6 МПа (БИЛ-Н1, БИК-Н1), от 0 до 10,0 МПа (БИЛ-Н2), от 0 до 11,0 МПа (ПУ) пределы допускаемой основной погрешности ±0,075 % от настроенного диапазона измерений (регистрационный № 14061-10) | | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений силы тока от 4 до 20 мА, пределы допускаемой основной приведенной погрешнсоти ±0,04 % |
| ИК плотности нефти (2) | Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, диапазон измерений от 300 до 1100 кг/м , предел допускаемой основной абсолютной погрешности ±0,15 кг/м (регистрационный № 52638-13) | Преобразователь измерительный (барьер искрозащиты) серии ^Z 600 модели ^Z 680 (регистрационный № 4707311) | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений входного частотного сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 Гц. Диапазон измерений входного импульсногно сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности на 10000 импульсов ±1 |
| ИК объемного содержания воды в нефти (2) | Влагомер нефти поточный модели L, предел допускаемой абсолютной погрешности: ±0,05% (в диапазоне измерений от 0 до 2,0 %), ±0,1% (в диапазоне измерений от 2,0 до 4,0 %) (регистрационный № 56767-14) | | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений силы тока от 4 до 20 мА, пределы допускаемой основной приведенной погрешнсоти ±0,04 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| ИК объемного расхода нефти (2) | Расходомер ультразвуковой UFM 3030K, диапазон измерений от 0,11 до 35,0 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности: ±4,5 % (имитационный метод поверки), ±0,5 % (проливной метод поверки) (регистрационный № 48218-11) | | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений входного частотного сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 Гц. Диапазон измерений входного импульсногно сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности на 10000 импульсов ±1 |
| ИК объемного расхода газа (2) | Преобразователь расхода газа ультразвуковой SeniorSonic, диапазон измерений от 16,5 до 1655 м /ч, предел допускаемой относительной погрешности ±0,5 % (имитационный метод поверки), ±0,3 % (проливной метод поверки) (регистрационный № 43212-09) | | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений входного частотного сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 Гц. Диапазон измерений входного импульсногно сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности на 10000 импульсов ±1 |
| ИК плотности газа (1) | Преобразователь плотности газа измерительный модели 7812, диапазон измерений от 1 до 400 кг/м , предел допускаемой относительной погрешности ±0,15 % (регистрационный № 15781-01) | Преобразователь измерительный (барьер искрозащиты) серии 600 модели ^Z 680 (регистрационный № 47073-11) | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений входного частотного сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 Гц. Диапазон измерений входного импульсногно сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности на 10000 импульсов ±1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| ИК плотности газа (1) | Преобразователь плотности газа GDM, диапазон измерений от 1 до 400 кг/м3, предел допускаемой относительной погрешности ±0,15 % (регистрационный № 62150-15) | Преобразователь измерительный (барьер искрозащиты) серии 600 модели ^Z 680 (регистрационный № 47073-11) | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений входного частотного сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 Гц. Диапазон измерений входного импульсногно сигнала от 0 до 10000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности на 10000 импульсов ±1 |
| ИК температуры газа (3) | Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, Pt-100, класс допуска А, диапазон измерений от минус 50 до плюс 450 0С, пределы допускаемых отконений ТС от НСХ ±(0,15+0,002 • |t|) (регистрационный № 22257-11) | Преобразователь измерительный 644, диапазон измерений от 0 до 100 0С, погрешность цифрового сигнала ±0,15 0С, погрешность ЦАП ±0,03 % (от интервала измерений) (регистрационный номер 14683-09) | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений силы тока от 4 до 20 мА, пределы допускаемой основной приведенной погрешнсоти ±0,04 % |
| ИК абсолютного давления газа (2) | Преобразователь давления измерительный 3051 модификации 3051 TA, диапазон измерений от 0 до 20,0 МПа, пределы допускаемой основной погрешности ±0,075 % от настроенного диапазона измерений (регистрационный № 14061-10) | | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений силы тока от 4 до 20 мА, пределы допускаемой основной приведенной погрешнсоти ±0,04 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| ИК молярной доли компонентов газа (1) | Хроматограф газовый промышленный модели 700 (регистрационный № 55188-13). Расширенные неопределенности результатов измерений молярной доли компонент газа в соответствии с документом ЕРМ-01-2015 «Методика измерений молярной доли компонентов природного и попутного нефтяного газа переменного состава с помощью хроматографов газовых промышленных моделей 500, 700 и 700ХА», утверждена ООО «Эмерсон» в 2015 г., аттестована в ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» (свидетельство № 669/242-(01.00250)-2015 от 5 августа 2015 г.)* | | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Цифровой канал. |
| ИК температуры точки росы газа (1) | Гигрометр точки росы Michaell Instruments модификации Promet, диапазон измерений от -60 до +20°С, предел допускаемой абсолютной погрешности ±1,0 °C (регистрационный № 50304-12); | | Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер 38623-11). Диапазон измерений силы тока от 4 до 20 мА, пределы допускаемой основной приведенной погрешнсоти ±0,04 % |
| * ТТ о. о. Допускается использовать другую, аттестованную в установленном порядке методику измерений молярной доли компонентов газа с помощью хроматографов газовых промышленных моделей 700, с расширенными неопределенностями результатов измерений молярной доли компонент газа не хуже чем в приведенной методике |
В составе ИК допускается замена СИ на аналогичные СИ утвержденного типа с метрологическими характеристиками не хуже, чем у представленных выше.
ПУ, предусмотренный для определения метрологических характеристик ИК массового расхода нефти, выполнен на основе установки поверочной CP-М, диапазон измерений от 0,794 до 794,0 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ±0,05 % (регистрационный № 27778-09).
БИК-Н1 обеспечивает оперативный контроль показателей качества нефти измеряемой БИЛ-Н1 и отбор проб для лабораторного контроля. Отбор пробы нефти в БИК-Н1 для обеспечения ее представительности осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ-Н1.
Отбор проб газа в БИК-Г осуществляется по ГОСТ 31370-2008.
Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНГ предусматривают контроль пропусков и утечек нефти и газа.
СИКНГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м ) нефти, объемной доли воды в нефти (%);
- вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в неф3 ти;
- измерение объемного расхода газа в рабочем диапазоне (м /ч);
- измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м ) газа;
- измерение компонентного состава газа;
- измерение температуры точки росы газа;
- вычисление плотности газа при стандартных условиях, теплоты сгорания, числа Воббе газа по компонентному составу;
- вычисление объемного расхода газа при стандартных условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа при стандартных условиях (м );
- поверку и контроль метрологических характеристик ИК массового расхода нефти с использованием ПУ;
- контроль метрологических характеристик рабочих ИК объемного расхода газа и плотности газа, по соответствующим контрольно-резервным ИК;
- отбор проб нефти и газа;
- индикацию, регистрацию, хранение и передача в системы верхнего уровня текущих, средних и интегральных значений измеряемых и вычисляемых параметров;
- контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;
- формирование, архивирование и печать отчетов о результатах измерений и по учету нефти и газа, контроля метрологических характеристик;
- защиту системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения настроек.
Пломбирование, нанесение оттисков клейм или наклеек на компоненты СИКНГ осуществляется согласно рекомендациям МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНГ разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.
К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Cropos», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на АРМ оператора функциональных схем и технологических параметров СИКНГ, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. К метрологически значимой части программного комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблицах 2 и 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНГ (Операционная система контроллеров FloBoss S600+)_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Контроллер | БИЛ-Н1 ИЛ1 | БИЛ-Н1 ИЛ2 | БИЛ-Н1 ИЛ3 | БИК-Н1 БПУ | БИЛ-Н2 ИЛ1 | БИЛ-Н2 ИЛ2 | БИЛ-Н2 ИЛ3 | БИЛ-Г ИЛ1 | БИЛ-Г ИЛ2 |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.арр |
| Fil_2A1 | Fil_2A2 | Fil_2A3 | Fil_2A4 | Fil_3A1 | Fil_3A2 | Fil_3A3 | Fil_3A4 | Fil_3A5 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.13 | 06.13 | 06.13 | 06.13 | 06.13 | 06.13 | 06.13 | 06.13 | 06.13 |
| Цифровой идентиф икатор ПО | 9935 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC16 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО СИКНГ (Программный комплекс «Cropos»)
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.37 |
| Цифровой идентификатор ПО | DCB7D88F |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 4 - Метрологические характеристики измерительных каналов СИКНГ
| Наименование | Предел допускаемой погрешности | Диапазон измерений | Место установки первичного измерительного преобразователя |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| ИК массового расхода нефти | ±0,25 % измеряемой величины | от 150 до 600 т/ч | БИЛ-Н1, БИЛ-Н2 |
| ИК избыточного давления нефти | ±0,25 % диапазона измерений | от 0 до 1,6 МПа | БИЛ-Н1, БИК-Н1 |
| от 0 до 10,0 МПа | БИЛ-Н2 |
| от 0 до 11,0 МПа | ПУ |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| ИК дифференциального давления нефти | ±0,3 % диапазона измерений | от 0 до 248 кПа | БИЛ-Н1, БИК-Н1, БИЛ-Н2 |
| ИК температуры нефти | ±0,4 °С | от 0 до 100 °С | БИЛ-Н1, БИК-Н1, БИЛ-Н2, ПУ |
| ИК плотности нефти | ±0,3 кг/м3 | от 300 до 1100 кг/м3 | БИК-Н1, ПУ |
| ИК объемного содержания воды в нефти | ±0,06 %; ±0,11 % | от 0 до 2,0 %; от 2,0 до 4,0 % | БИК-Н1 |
| ИК объемного расхода нефти | 5,0 % измеряемой величины | от 1,0 до 13,0 м3/ч | БИК-Н1, ПУ |
| ИК объемного расхода газа | ±0,55 % * измеряемой величины | от 16,5 до 1655 м3/ч | БИЛ-Г |
| ИК плотности газа | ±0,2 % измеряемой величины | от 1 до 400 кг/м3 | БИЛ-Г |
| ИК абсолютного давления газа | ±0,25 % диапазона измерений | от 0 до 20 МПа | БИЛ-Г |
| ИК температуры газа | ±0,4 °С | от 0 до 100 °С | БИЛ-Г, БИК-Г |
| ИК молярной доли компонентов газа | Согласно ЕРМ-01-2015 « молярной доли компон попутного нефтяного состава с помощью хро промышленных моделей утверждена ООО «Эм аттестована в ФГ им. Д.И.Менделеева) № 669/242-(01.00250)-2015 г.' | Методика измерений нтов природного и газа переменного атографов газовых 500, 700 и 700ХА», герсон» в 2015 г., УП «ВНИИМ » (свидетельство ■2015 от 5 августа ** | БИК-Г |
| ИК температуры точки росы газа | ±1,1 °C | -60 до +20 °С | БИК-Г |
| * При поверке преобразователей расхода газа ультразвуковых с помощью поверочной установки пределы допускаемой погрешности ИК объемного расхода газа при рабочих условиях составляют ±0,35 % измеряемой величины. ** Допускается использовать другую, аттестованную в установленном порядке методику измерений молярной доли компонентов газа с помощью хроматографов газовых промышленных моделей 700, с расширенными неопределенностями результатов измерений молярной доли компонент газа не хуже чем в приведенной методике |
Таблица 5 - Метрологические характеристики СИКНГ
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| 1 | 2 |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002; свободный нефтяной газ |
| Диапазоны входных параметров измеряемой нефти: - массовый расход БИЛ-Н1, т/ч - массовый расход БИЛ-Н2 т/ч - избыточное давление БИЛ-Н1, БИК-Н1, МПа - избыточное давление БИЛ-Н2, ПУ, МПа - температура, °C - плотность при рабочих условиях, кг/м3 - массовая доля воды в нефти, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | от 150 до 1200 от 190 до 1200 от 0 до 1,6 от 0 до 10 от 20 до 90 от 760 до 900 1,0 0,05 800 |
| 1 | 2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Диапазоны входных параметров измеряемого газа: - объемный расход при рабочих условиях (по одной ИЛ), м /ч - объемный расход, приведенный к стандартным условиям (по одной ИЛ), м /ч - абсолютное давление, МПа - температура, °C - плотность при рабочих условиях, кг/м3 - плотность при стандартных условиях, кг/м3 | от 100 до 1655 от 12 500 до 465 000 от 10,6 до 17,6 от 30 до 70 от 60 до 300 от 0,65 до 1,2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности газа, приведенной к стандартным условиям, % | ±1,35 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, % | ±1,5 |
Таблица 6 - Основные технические характеристики СИКНГ
| | БИЛ-Н1; |
| | БИК-Н1; |
| Состав | БИЛ-Н2; БИЛ-Г; БИК-Г; СОИ |
| Количество измерительных линий, шт. | БИЛ-Н1 - 3 шт. (2 рабочие и резервная), БИЛ-Н2 - 3 шт. (2 рабочие и резервная), БИЛ-Г - 2 шт. (рабочая и контрольно-резервная) |
| | БИЛ-Н1 - 250, |
| Диаметр условного прохода измерительных линий, мм | БИЛ-Н2 - 250, БИЛ-Г - 150 |
| Режим работы системы | непрерывный |
| Габаритные размеры, мм, не более: БИЛ-Н1 | 6800x3650x2969 |
| БИЛ-Н2 | 9440x6173x3759 |
| БИК-Н1, ПУ | 5650x6400x3500 |
| БИЛ-Г | 11520x2945x2980 |
| БИК-Г | 3130x2210x4840 |
| Масса, кг, не более | |
| БИЛ-Н1 | 20000 |
| БИЛ-Н2 | 44000 |
| БИК-Н1, ПУ | 12500 |
| БИЛ-Г | 17500 |
| БИК-Г | 6100 |
| Параметры электропитания: - напряжение переменного тока, В | 400±40/230±23 |
| - частота переменного тока, Гц | 50±0,4 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 96,65 |
| Условия эксплуатации: | |
| - температура окружающей среды | от -30 до +36 |
| - атмосферное давление, кПа | от 84 до 106,7 |
| - влажность, %, не более | 95 |
| Средний срок службы, лет | 35 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 80 000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНГ типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 7 - Комплектность средства измерений
| Наименование и условные обозначения | Обозначение | Кол-во |
| Единичный экземпляр системы измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В.Филановского в составе согласно инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им В.Филановского | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им В.Филановского | | 1 экз. |
| Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть». Методика поверки» | НА.ГНМЦ.0168-17 МП. | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0168-17 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 15.06.2017 г.
Основные средства поверки (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде):
- установка поверочная CP-M, пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости измерительного участка не более ±0,05 % (регистрационный № 27778-09);
- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ Р 8.618-2014, с пределами допускаемой относительной погрешности воспроизведения единицы объемного расхода газа не более ±0,23 %;
- рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002, с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности не более ±0,1 кг/м ;
- рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.614-2013 объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов;
- мерник металлический эталонный I-го разряда «М», номинальный объем при 20 °С 120 дм (регистрационный № 28515-09);
- калибратор давления DPI модификации DPI-620 (регистрационный № 16347-09);
- калибратор температуры серии АТС-R модели АТС-156В (регистрационный № 20262-02);
- азот газообразный по ГОСТ 9293-74;
- стандартный образец искусственной газовой смеси в азоте (К2-П-1) ГСО 10597-2015.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНГ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе МН 781-2017 «ГСИ. Объем свободного нефтяного газа. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», утверждена ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 30.05.2017 г. (свидетельство об аттестации RA.RU.310652-057/03-2017 от 30.05.2017 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В.Филановского ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 8.733-2011 ГСИ. Системы измерения количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ Р 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа
70564-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0168-17 МПСкачать2.1 Мб