Система измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН "Просвет" ЗАО "Самара-Нафта

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55664-13
Производитель / заявитель: ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Поставщик:
Нет данных
Система измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН "Просвет" ЗАО "Самара-Нафта поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55664-13: Описание типа СИ Скачать 76.5 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55664-13
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН "Просвет" ЗАО "Самара-Нафта
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке НА.ГНМЦ.0023-13 МП
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1389 п. 07 от 28.11.2013
Производитель / Заявитель

ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа

 Россия 

Назначение

Система измерений количества и показателей качества № 627 на ЦПСН «Просвет» ЗАО «Самара-Нафта» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ЗАО «Самара-Нафта» и ОАО «Приволжскнефтепровод».

Описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа), из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 01.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений - с помощью расходомеров массовых.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

-    счетчик-расходомер массовый типа Micro Motion модели CMF400 (№ 45115-10);

-    преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10);

-    преобразователь измерительный 644 (№14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-11);

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    два преобразователя плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-06);

-    два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (№14557-10);

-    два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7829 (№15642-06);

-    преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-10);

-    два преобразователя измерительных 644 (№14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-11);

-    две системы смешивания и отбора проб Clif Mock True Cut С-22;

-    пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р-50» с диспергатором;

-    манометр и два термометра для местной индикации давления и температуры;

Блок ТПУ состоит из установки трубопоршневой поверочной двунаправленной Smith Meter ® «Bi-Di Prover» заводской № 9893-PR-01, с диапазоном измерений от 20 м3/ч до

Лист № 2 Всего листов 4

200 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности: ± 0,05% - при поверке установкой поверочной на базе весов ОГВ или эталонных мерников 1-го разряда; ± 0,10% -при поверке передвижной поверочной установкой 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002; в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИК, и обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических расходомеров массовых.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: три контроллера измерительных FloBoss модели S600+ (Госреестр № 38623-11) осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора (далее - АРМ) (основное и резервное) на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

-    автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

-    автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (сСт) нефти, содержания воды (%) в нефти;

-    вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

-    поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых по стационарной поверочной установке в комплекте с поточным перобразователем плотности;

-    поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;

-    автоматический отбор объединенной пробы нефти;

-    регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров), свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011 г., выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». 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 ПО програмный комплекс «Cropos», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-031/04-2012 от 04.06.2012 г., выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО програмный комплекс «Cropos» относится файл «metrology.dll».

В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:

-    разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей;

-    ведением внутреннего журнала фиксации событий.

Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Идентификационные данные ПО, входящего в состав СИКН:

Таблица 1. Идентификационные данные ПО.

Идентификацион-ное наименование ПО

Идентификационный номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Cropos

1.0

A1C753F7

CRC32

PROSVET (основной Floboss S600+)

248

a21b

CRC16

PROSVET (резервный Floboss S600+)

248

a21b

CRC16

PROSVET (контроллер поверки Floboss S600+)

138

162d

CRC16

Технические характеристики

Рабочая среда    нефть

по ГОСТ Р 51858-2002;

от 65 до 262; от 20 до 40; 1,3 до 2,27; от 900,3 до 938; от 74,09 до 400;

0,5;

±0,2;

±0,5;

±0,3;

±0,25;

±0,35;

Рабочий диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч Рабочий диапазон температур нефти, °С Рабочий диапазон давлений нефти, МПа Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, сСт Массовая доля воды в нефти, %, не более Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, °С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления нефти, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

1.    Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации

СИКН.

2.    Инструкция по эксплуатации СИКН.

3.    Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН «Просвет» ЗАО «Самара-Нафта». Методика поверки».

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0023-13 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН «Просвет» ЗАО «Самара-Нафта». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань

11.06.2013 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

- установка поверочная на базе весов ОГВ или эталонных мерников 1-го разряда, либо передвижная поверочная установка 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002;

Лист № 4 Всего листов 4

-    устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);

-    плотномер МД-02 (Госсреестр № 28944-08);

-    комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);

-    калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);

-    калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).

Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН «Просвет» ЗАО «Самара-Нафта», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 22.10.2012 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.20132.14454.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 627 на ЦПСН «Просвет» ЗАО «Самара-Нафта»

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

2.    «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденны приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69.

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

55665-13
Пульсар Теплосчетчики компактные
ООО НПП "Тепловодохран", г.Рязань
55662-13
MINI Преобразователи измерительные
Фирма "Phoenix Contact GmbH & Co. KG", Германия