Система измерительная показателей качества нефти на выходе МН "Дружба-1,2" ЛПДС "Клин" ОАО "МН "Дружба"
Номер в ГРСИ РФ: | 60392-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
60392-15: Описание типа СИ | Скачать | 75.2 КБ |
Система измерительная показателей качества нефти на выходе МН «Дружба-1,2» ЛПДС «Клин» ОАО «МН «Дружба» (далее - Система) предназначена для измерения плотности, вязкости, давления, температуры нефти, объемной доли воды и массовой доли серы в нефти на выходе МН «Дружба-1,2» ЛПДС «Клин» ОАО «МН «Дружба».
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 60392-15 |
Наименование | Система измерительная показателей качества нефти на выходе МН "Дружба-1,2" ЛПДС "Клин" ОАО "МН "Дружба" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 4001 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
60392-15: Описание типа СИ | Скачать | 75.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерительная показателей качества нефти на выходе МН «Дружба-1,2» ЛПДС «Клин» ОАО «МН «Дружба» (далее - Система) предназначена для измерения плотности, вязкости, давления, температуры нефти, объемной доли воды и массовой доли серы в нефти на выходе МН «Дружба-1,2» ЛПДС «Клин» ОАО «МН «Дружба».
Описание
Система изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ОАО «Гипротрубопровод» из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 4001.
Монтаж и наладка Системы произведены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией Системы и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование и запорная арматура Системы не допускает неконтролируемые утечки нефти.
Конструктивно Система состоит из теплоизолированных шкафов, в которых размещены средства измерений и технологическое оборудование, и шкафа вторичной аппаратуры (ШВА).
В теплоизолированных шкафах Системы размещены следующие основные компоненты (номер по Госреестру):
- два плотномера ПЛОТ-3М (№ 20270-05);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (№ 14557-05);
- два анализатора серы общей рентгеноабсорбционные в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX-XT (№ 47395-11);
- два преобразователя давления измерительных 2088 (№ 16825-08);
- два ротаметра для местной индикации расхода Krohne H 250 (№ 48092-11);
- два манометра и два термометра для местной индикации давления и температуры;
- два пробоотборника нефти автоматических «Стандарт-А»;
- два пробоотборника нефти ручных «Стандарт-Р».
В ШВА Системы размещены следующие основные компоненты:
- АРМ оператора;
- адаптеры подключения плотномеров АД-5М и барьеры искрозащитные «Бастион-4» из комплекта поставки плотномеров ПЛОТ-3М;
- блоки управления пробоотборниками БПУ-А;
- вторичные блоки влагомеров нефти поточных;
- комплекс программно-технический измерительный на базе устройств серии ADAM-4000, модель ADAM-4017+ (Госреестр № 22667-08);
- источник бесперебойного питания.
Допускается применение в составе Системы других средств измерений, с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.
Система обеспечивает выполнение следующих функций:
1. Непрерывное измерение плотности, вязкости, давления, температуры нефти, объемной доли воды и массовой доли серы в нефти.
Лист № 2
Всего листов 4
2. Автоматический отбор объединенной пробы для последующего определения показателей качества в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517;
3. Передача значения плотности нефти в анализаторы серы для корректировки измерений массовой доли серы в нефти;
4. Вычисление массовой доли воды на основании измеренной объемной доли воды и плотности нефти;
5. Регистрация и хранение результатов измерений, построение трендов, формирование отчетов (оперативный, сменный, суточный) и протоколов КМХ;
6. Проведение КМХ плотномеров, влагомеров и анализаторов серы, с использованием показателей качества нефти измеренных в лаборатории.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав Системы, в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Выходные сигналы от средств измерений плотности, вязкости, температуры нефти и массовой доли серы в нефти в цифровой форме по интерфейсу RS-485 через OPC-сервер поступают на АРМ оператора. Токовые выходные сигналы «4-20 мА» от средств измерений давления и объемной доли воды предварительно поступают на преобразователь измерительный ADAM 4017+ и далее в цифровой форме по интерфейсу RS-485 через OPC-сервер поступают на АРМ оператора. АРМ оператора обеспечивает сбор информации от средств измерений, ввод результатов лабораторных измерений, отображение и хранение данных.
Программное обеспечение АРМ оператора представляет собой программный комплекс «Cropos» (ПК «Cropos»), разработанный с использованием SCADA-систем. ПО хранится на жестком диске персонального компьютера АРМ оператора, автоматически загружается при включении Системы.
Таблица 1: Идентификационные данные ПО Системы
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Cropos» |
Номер версии (идентификационный номер версии) |
1.37 |
Цифровой идентифкатор ПО |
- |
В ПО Системы защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений
осуществляется:
- разграничением прав доступа групп пользователей с помощью системы паролей;
- контролем целостности данных в процессе выборки из базы данных;
- ведением журнала событий.
Уровень защиты ПО Системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Рабочая среда
нефть по ГОСТ Р 51858-2002;
от 850 до 895;
от 6 до 35;
от 0,01 до 2;
от 0,2 до 3,5;
от 0 до 10;
от 0 до +50; от 4 до 20;
±0,3;
Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3
Диапазон измерений кинематической вязкости нефти, сСт Диапазон измерений объемной доли воды в нефти, % Диапазон измерений массовой доли серы в нефти, % Диапазон измерений избыточного давления нефти, МПа Диапазон измерений температуры нефти, оС Диапазон измерений силы постоянного тока, мА
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений | |
кинематической вязкости нефти, % Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности |
±1,5; |
измерений объемной доли воды в нефти, % Пределы допускаемой относительной погрешности измерений |
±0,05; |
массовой доли серы в нефти, % Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений |
±3,5; |
давления нефти, % Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений |
±0,5; |
температуры нефти, °С Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений силы |
±0,2; |
постоянного тока, % |
±0,2; |
Режим работы |
непрерывный; |
Массовая доля механических примесей в нефти, %, не более |
0,05; |
Массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм3, не более |
300; |
Содержание свободного газа, % |
не допускается; |
Температура окружающего воздуха, °С |
от +20 до +30; |
Относительная влажность окружающего воздуха, % |
от 50 до 80; |
Атмосферное давление, кПа |
от 96 до 104. |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации Системы типографским способом.
Комплектность
1. Единичный экземпляр Системы в составе согласно руководству по эксплуатации.
2. Руководство по эксплуатации Системы.
3. Инструкция «ГСИ. Система измерений показателей качества нефти на выходе МН «Дружба-1,2» ЛПДС «Клин». Методика поверки»НА.ГНМЦ.0059-14 МП.
Поверка
осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0059-14 МП «ГСИ. Система измерительная показателей качества нефти на выходе МН «Дружба-1,2» ЛПДС «Клин». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 29.10.2014 г.
Перечень основных эталонов применяемых при поверке:
- лабораторный анализатор плотности жидкости DMA-4100, пределы абсолютной погрешности измерений плотности ±0,1 кг/м3 (Госреестр № 39787-08);
- вискозиметр Штабингера SVM-3000, пределы относительной погрешности измерений вязкости ±0,3% (Госреестр № 45144-10);
- термометр лабораторный электронный «ЛТ-300», пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры ±0,05 °С (Госреестр № 45379-10);
- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);
- стандартные образцы массовой доли серы в минеральном масле - ГСО 8611-200, комплект SMO 10 (HL);
- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05);
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08).
Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.595-2004 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Рекомендации к применению
вне сферы государственного регулирования.