Система измерений количества и показателей качества нефти № 585 терминала "Барабинский" Открытого акционерного общества "Новосибирскнефтегаз"
Номер в ГРСИ РФ: | 57522-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
57522-14: Описание типа СИ | Скачать | 78.3 КБ |
Система измерений количества и показателей качества нефти №585 терминала «Барабинский» Открытого акционерного общества «Новосибирскнефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 57522-14 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 585 терминала "Барабинский" Открытого акционерного общества "Новосибирскнефтегаз" |
Класс СИ | 29.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 787 п. 05 от 03.06.2014 |
Производитель / Заявитель
Межрегиональное ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | НА.ГНМЦ.0047-14 МП |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
57522-14: Описание типа СИ | Скачать | 78.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №585 терминала «Барабинский» Открытого акционерного общества «Новосибирскнефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти.
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 осуществляются прямым методом динамических измерений - по результатам измерений массы нефти с помощью счетчика расходомера массового.
Конструктивно СИКН №585 состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока стационарной трубопоршневой поверочной установки, узла подключения передвижной поверочной установки и системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ конструктивно состоит из двух блоков БИЛ1 и БИЛ2. В состав БИЛ1 входят две рабочие измерительные линии. В состав БИЛ2 входит одна резервная ИЛ. В каждой измерительной линии БИЛ1 и БИЛ2 установлены следующие средства измерений:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 300М (№ 45115-10);
- преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);
- преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№ 27129-04);
- манометр МПТИ для местной индикации давления (№ 26803-04);
- термометр ТЛ-4 для местной индикации температуры (№ 303-91).
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 циркуляционных насоса;
- преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-06);
- поточные влагомеры модели L (№ 25603-03);
- термостатирующий цилиндр;
- преобразователь расхода МИГ-32Ш-40 (№ 26776-04);
- два автоматических пробоотборника «Стандарт-А»;
- пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р»;
- преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);
- преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№ 27129-04);
- манометр МПТИ (№ 26803-04);
- термометр ТЛ-4 для местной индикации температуры (№ 303-91).
Блок стационарной трубопоршневой поверочной установки состоит из установки трубопоршневой «Сапфир М-300-4,0» (№ 23520-02), которая в комплекте с преобразователем плотности из состава БИК обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода. В состав блока также входят следующие средства измерений:
- преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);
- преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№ 27129-04);
- манометр МПТИ (№ 26803-04);
- термометр ТЛ-4 для местной индикации температуры (№ 303-91).
Система обработки информации состоит из двух измерительных контроллеров FloBoss S600 (№14661-02), программируемого логического контроллера Allen-Bradley SLC500, АРМ оператора, оборудованным персональным компьютером и средствами отображения и печати.
В состав узла подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки входят следующие средства измерений:
- преобразователь избыточного давления измерительный серии 40 модели 4385 (№ 19422-03);
- преобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 (№ 27129-04);
- манометр МПТИ (№ 26803-04);
- термометр ТЛ-4 для местной индикации температуры (№ 303-91).
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти (т) и массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти (т);
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- автоматическое измерение температуры нефти (°С), давления нефти (МПа), перепада давления нефти на фильтрах (МПа), плотности нефти (кг/м3) при проведении поверки и контроля метрологических характеристик по стационарной ТПУ;
- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти с помощью поточного влагомера (%);
- автоматизированный контроль метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых по стационарной ТПУ;
- автоматизированную поверку счетчиков-расходомеров массовых с помощью стационарной или передвижной ТПУ;
- поверку стационарной ТПУ с помощью передвижной поверочной установки 1-го разряда;
- автоматическое регулирование расхода через измерительные линии и поверочную установку, расхода черех БИК для обеспечения изокинетичности отбора проб;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение
Програмное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний .
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (далее - контроллеров), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение
Лист № 3
Всего листов 5 вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относятся:
- архив «vxworks.bin.05.bm», характеризующий операционную систему контроллера. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров измерительных FloBoss S600 № 1551014-06, выдано ФГУП ВНИИР 12.12.2006г.;
- конфигурация - набор файлов, создаваемых с помощью конфигурационного пакета Config S600 Pro, и 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 ПК «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. К метрологически значимой части ПК «Cropos» относятся следующие файлы (программные модули):
- модуль «poverka.exe». Реализует расчеты, производимые при поверке массовых преобразователей расхода, установленных на СИКН, согласно МИ 3151-2008;
- модуль «kmx.exe». Реализует расчеты, производимые при КМХ массовых преобразователей расхода, установленных на СИКН, согласно МИ 3151-2008;
- модуль «doc.exe». Реализует ввод значений параметров нефти по результатам анализа пробы нефти в химико-аналитической лаборатории, вычисление на их основе массы нетто нефти за отчетный период;
- модуль «dens.exe». Реализует ввод данных и расчеты, производимые при контроле метрологических характеристик поточных ПП с помощью резервного ПП, переносной пикнометрической установки или ареометром;
- модуль «reportdaniel.exe». Отвечает за формирование отчетной документации.
Свидетельство о метрологической аттестации программного комплекса № 51009-03, выдано ФГУП ВНИИР 18.11.2003 г.
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:
Идентификационное наименование ПО |
Идентификационный номер версии ПО или исполняемый файл |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
ПК АРМ оператора «CROPOS» |
DOC.EXE |
78E20CA3 |
CRC32 |
KMX.EXE |
E9573F74 |
CRC32 | |
DENS.EXE |
CDDF4A9 |
CRC32 | |
POVERKA.EXE |
206A8C9 |
CRC32 | |
REPORTDANIEL.EXE |
C08C67CF |
CRC32 | |
BARAB111 |
115 |
C26E |
CRC16 |
BARAB111 |
115 |
3198 |
CRC16 |
Технические характеристики
Рабочая среда
Рабочий диапазон массового расхода нефти, т/ч
Рабочий диапазон температур нефти, оС
Рабочий диапазон давления нефти, МПа
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3
Рабочий диапазон вязкости нефти, мм2/с
Массовая доля воды в нефти, %, не более
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, оС
Пределы допускаемой приведенной погрешности
измерений давления, %
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, %
нефть по ГОСТ Р 51858-2002;
от 28 до 228;
от 5 до 30;
от 0,25 до 2,5;
от 790 до 860;
от 2,2 до 10;
1,0;
±0,2;
±0,5;
±0,3;
±0,25;
±0,35.
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 №585 терминала «Барабинский» Открытого акционерного общества «Новосибирскнефтегаз». Методика поверки. НА.ГНМЦ.0047-14 МП».
Поверка
осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0047-14 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №585 терминала «Барабинский» Открытого акционерного общества «Новосибирскнефтегаз». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 10.02.2014 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;
- установка трубопоршневая «Сапфир-М-300-4,0» (Госреестр № 23520-07);
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);
- плотномер МД-02 (Госреестр № 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
«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №585 терминала «Барабинский» ОАО «Новосибирскнефтегаз», утверждена ФГУП ВНИИР 11.06.2013 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2013.15507.
Нормативные документы
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, утверждены приказом Минпромэнерго России от 31 марта 2005 г. №69.
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.