Номер по Госреестру СИ: 56921-14
56921-14 Система измерений количества и показателей качества нефти (конденсата газового стабильного) №1100 Сургутского ЗСК ООО "Газпром переработка"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти (конденсата газового стабильного) №1100 Сургутского ЗСК ООО «Газпром переработка» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто нефти, показателей качества нефти и определения массы нетто нефти (конденсата газового стабильного (далее - КГС)).
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН.
Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации ПО, защиты от несанкционированного доступа.
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров системой идентификации пользователя и пломбировкой комплексов измерительно-вычислительных «TREI».
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
Идентификационное наименование ПО |
СРВК TREI-5B-02 |
SCADA Круг-2000 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.50 |
4.2 |
Цифровой идентификатор ПО |
0x2401 |
0xdd1f2d91faa432f909 e0474d0b0d8fb4 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC-16 |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на маркировочную табличку СИКН методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти (конденсата газового стабильного) СИКН № 1100 ПСП «Сургут» Сургутского ЗСК ООО «Газпром переработка», регистрационный номер ФР.1.29.2020.38536.
Нормативные и технические документы
Принцип действия СИКН основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам (далее - ИК) от расходомеров массовых (далее -РМ), преобразователей давления, температуры, плотности, влагосодержания.
СИКН реализует прямой метод динамических измерений массы брутто нефти (КГС) в трубопроводе с помощью РМ. Вычисление массы нетто нефти (КГС) осуществляется косвенным методом в СОИ вычитанием из массы брутто нефти (КГС) массы балласта согласно ГОСТ 8.587-2019.
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.
СИКН состоит из:
-
- блока фильтров (далее - БФ);
-
- блока измерительных линий (далее - БИЛ): четыре рабочих и одна резервноконтрольная измерительные линии (далее - ИЛ);
-
- входного и выходного коллекторов;
-
- блока измерений показателей качества нефти (КГС) (далее - БИК);
-
- узла подключения поверочной установки (далее - ПУ);
-
- СОИ.
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:
-
- измерение массы брутто нефти (КГС);
-
- измерение давления и температуры нефти (КГС);
-
- контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочих РМ по контрольно-резервному РМ;
-
- КМХ и поверка рабочих и контрольно-резервного РМ с помощью ПУ;
-
- защита оборудования и средств измерений (далее - СИ) от механических примесей;
-
- автоматический и ручной отбор проб в БИК;
-
- измерение плотности и влагосодержания нефти (КГС) при рабочих условиях;
-
- определение массы нетто нефти (КГС);
-
- индикация наличия свободного газа в нефти (КГС) с помощью индикаторов фазового состояния потока нефти ИФС-1М;
-
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
-
- защита системной информации от несанкционированного доступа. СИ, входящие в состав СИКН, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - СИ, входящие в состав СИКН
№ п/п |
Наименование СИ |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
БФ | ||
1 |
Преобразователь давления измерительный 3051 |
14061-15 |
БИЛ | ||
2 |
Расходомеры массовые Promass с первичным преобразователем расхода Promass F и электронным преобразователем 84 |
15201-11 |
3 |
Преобразователи давления измерительные 2088 |
60993-15 |
Выходной коллектор | ||
4 |
Термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 |
53211-13 |
5 |
Преобразователь давления измерительный 2088 |
60993-15 |
6 |
Датчик давления Метран-150 |
32854-13 |
БИК | ||
7 |
Ротаметр Н 250 |
48092-11 |
8 |
Преобразователь плотности и расхода CDM модификации CDM100P (далее - 11П) |
63515-16 |
9 |
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм модификации УДВН-1пм |
14557-15 |
10 |
Преобразователь давления измерительный 3051S |
66525-17 |
11 |
Термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 |
53211-13 |
12 |
Преобразователь измерительный Rosemount 644 |
56381-14 |
Узел подключения ПУ | ||
13 Термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 |
53211-13 | |
СОИ | ||
14 |
Комплексы измерительно-вычислительные на базе устройств программного управления «TREI-5B» |
19767-04 |
Пломбирование СИ, входящих в состав СИКН, осуществляется в соответствии с описаниями типа данных СИ и МИ 3002-2006.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование |
Значение | |
Диапазон измерений массового расхода нефти (КГС) через СИКН, т/ч |
от 9 до 720Х) | |
Диапазон измерений плотности нефти (КГС), кг/м3 |
от 680 до 830 | |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти (КГС), % |
±0,25 | |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти (КГС), % |
±0,35 | |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти (КГС), кг/м3 |
д2 pY I '(pmax Pmin CDM 100 j | |
Пределы допускаемой относительной погрешности вычислений массы нетто нефти (КГС), % |
±0,05 | |
1) Массовый расход по отдельной ИЛ не должен выходить за диапазон измерений, на который поверен РМ. Примечание - Приняты следующие обозначения: Acdm - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ПП, рассчитываемые по формуле ±(0,1 + 0,005-|a | + 0,03-|Ap |) или принимаемые равными ±0,3 кг/м3 (при условии, что ( 0,005-|а | + 0,03-|Ар |)< 0,2, где А - отклонение температуры измеряемой среды от температуры при калибровке ПП, °С; A - отклонение давления измеряемой среды от давления при калибровке ПП, МПа; |
Наименование |
Значение |
yt - пределы допускаемой приведенной погрешности преобразований сигнала силы постоянного тока ПП, рассчитываемые по формуле у, 0,052 +(0,005 -AtBHK 2+ 0,052 +(0,0025 -AtHBK )2 , где At^ -отклонение температуры окружающей среды в месте установки Ш! от температуры (20±10) °С, °С, AtmK -отклонение температуры окружающей среды в месте установки СОИ от температуры (20±2) °С, °С; pmax - максимальное значение диапазона измерений плотности, кг/м3; р^п - минимальное значение диапазона измерений плотности, кг/м3. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Рабочая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 (КГС по ГОСТ Р 54389-2011) |
Избыточное давление нефти (КГС), МПа |
от 0,3 до 1,9 |
Температура нефти (КГС), °С |
от +5 до +40 |
Физико-химические свойства нефти (КГС):
|
от 680 до 830 0,5 0,05 100 66,7 отсутствует |
Параметры электрического питания:
|
220+22 / 380+38 50±1 |
Потребляемая мощность, кВ^А, не более:
|
12 65 |
Условия эксплуатации: а) температура окружающего воздуха, °С б) относительная влажность в месте установки, %, не более:
в) атмосферное давление, кПа |
от +5 до +50 98 80 от 84,0 до 106,7 |
Габаритные размеры блок-бокса БИК, мм:
|
6200 3200 2800 |
Габаритные размеры блок-бокса БИЛ и БФ, мм:
|
9225 5225 2780 |
Масса, кг, не менее:
|
6500 20000 |
Режим работы СИКН |
постоянный |
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |