Приложение
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «14» декабря 2020 г. № 2091
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефти№719
ПСП «Станция смешения нефти»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция
смешения нефти» (далее – СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и
показателей качества нефти.
Описание средства измерений
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических
измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью турбинных
преобразователей расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические
сигналы турбинных преобразователей 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 целевого
назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных
линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), системы сбора,
обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка СИКН
осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и
эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
СИКН состоит из двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий.
В состав СИКН входят следующие средства измерений (СИ):
- преобразователи расхода турбинные HTM (далее – ТПР), тип зарегистрирован в
Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее
– регистрационный №) 56812-14;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-10;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-15;
- датчики температуры Rosemount 3144Р, регистрационный № 39539-08;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7827, 7829),
регистрационный № 15642-06;
- плотномеры фирмы Шлюмберже, состоящие из преобразователя плотности типа 7835 и
центрального блока обработки информации типа 7925, регистрационный № 13424-92;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный номер 14557-05;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный № 48218-11;
- анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти/нефтепродуктов при
высоком давлении NEX XT, регистрационный № 47395-11.
В систему сбора, обработки информации и управления СИКН входят:
- комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее – ИВК), регистрационный
номер 53852-13;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора СИКН с аттестованным
программным обеспечением (ПО) «ГКС Расход НТ».
В состав СИКН входят показывающие СИ давления и температуры нефти утвержденных
типов.
2
Допускается применение СИ, находящихся на хранении, а именно:
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный
№ 15644-01;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835, регистрационный
№ 52638-13.
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР
применяется установка поверочная трубопоршневая двунаправленая OGSB (далее – ТПУ),
регистрационный номер 62207-15, применяемая в качестве рабочего эталона 1-го разряда.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматические измерения объема, объемного расхода и массы брутто нефти
косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры,
давления, плотности, вязкости;
- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти
и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических
примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенных в
аккредитованной испытательной лаборатории за установленные интервалы времени;
- автоматические измерения плотности, вязкости, содержания воды нефти;
- измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих
СИ давления и температуры нефти соответственно;
- проведение КМХ рабочих ТПР с применением контрольно-резервного ТПР,
применяемого в качестве контрольного;
- проведение КМХ и поверки ТПР с применением ТПУ;
- 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.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
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)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
Значение
EMC07.Metrology.dll
PX.7000.01.04
A204D560
CRC32
Таблица 2 – Идентификационные данные ПО АРМ оператора «ГКС расход НТ»
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
Значение
ГКС Расход НТ
4.0
70796488
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».
3
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели
точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблице 3 и таблице 4.
Значение
от 556 до 3040
±0,25
Таблица 3 – Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений расхода, м
3
/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто нефти, %
±0,35
Измеряемая среда
Количество измерительных линий, шт.
от 893,0 до 900,0
Таблица 4 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
нефть по ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические
условия»
3 (2 рабочие,
1 контрольно-резервная)
0,2
от 0,3 до 0,7
0,7
от +1,0 до +50,0
от 770,0 до 786,0
от 1,0 до 50,0
1,0
900
0,05
6,0
100,0
1,1
100,0
66,7 (500)
Избыточное давление измеряемой среды, МПа:
- минимально допустимое
- рабочее
- максимально допустимое
Температура измеряемой среды, °С
Плотность измеряемой среды, кг/м
3
:
- при минимальной в течение года температуре
измеряемой среды
- при максимальной в течение года температуре
измеряемой среды
Вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем
диапазоне температуры, мм
2
/с (сСт)
Массовая доля воды, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая доля парафина, %, не более
Массовая доля сероводорода, млн
-1
(ppm), не более
Массовая доля серы, %, не более
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн
-1
(ppm),
не более
Давление насыщенных паров при максимальной температуре
измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
220±22 однофазное
380 трехфазное
50±1
- частота переменного тока, Гц
Режим управления:
- запорной арматурой БИЛ
- регуляторами расхода
Температура воздуха внутри помещения БИК, °С
Содержание свободного газа
Режим работы СИКН
автоматизированный
автоматический
от +5 до +28
не допускается
непрерывный
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским
способом.
4
Комплектность средства измерений
Комплектность СИКН приведена в таблице 5.
–
1 шт.
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества
и показателей качества нефти СИКН № 719 Приемо-
сдаточный пункт «Станция смешения нефти»
–
1 экз.
МП 0719-14-2017 с
изменением № 1
1 экз.
Обозначение
Количество
Таблица 5 – Комплектность СИКН
Наименование
Система измерений количества и показателей качества нефти
№ 719 ПСП «Станция смешения нефти», заводской № 719
Инструкция.ГСИ.Системаизмеренийколичестваи
показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция смешения
нефти». Методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 0719-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти». Методика
поверки» с изменением № 1, утвержденному ФГУП «ВНИИР» 06 декабря 2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом
Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим
возможность поверки ТПР, входящих в состав СИКН, во всем диапазоне измерений;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав
СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведена в документе ГКС-008-2017 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений
количества и показателей качества нефти СИКН № 719 ПСП «Станция смешения нефти»,
регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2018.29448.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефти № 719 ПСП «Станция смешения нефти»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к
методикам выполнения измерений
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 «Об утверждении перечня измерений,
относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений,
выполняемыхприучетеиспользуемыхэнергетическихресурсов,иобязательных
метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
Приказ Росстандарта 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»
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью научно-производственное предприятие
«ГКС» (ООО НПП «ГКС»).
5
ИНН 1655107067
Адрес: 420111, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Тази Гиззата, д. 3
Телефон: 8 (843) 221-70-00
Факс: 8 (843) 221-70-00
E-mail: mail@nppgks.com
научно-
в целях
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 «а»
Телефон: 8 (843) 272-70-62
Факс: 8 (843) 272-00-32
E-mail: office@vniir.org
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний
утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.