Система измерений количества и показателей качества нефти № 13 Омской ЛПДС
Номер в ГРСИ РФ: | 63099-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 13 Омской ЛПДС» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении приемо-сдаточных операций между АО «Транснефть -Западная Сибирь» и АО «Транснефть-Урал» и ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ».
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 63099-16 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 13 Омской ЛПДС |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
Межрегиональное ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
63099-16: Описание типа СИ | Скачать | 79.7 КБ | |
63099-16: Методика поверки НА.ГНМЦ.0069-15 МП | Скачать | 465.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 13 Омской ЛПДС» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении приемо-сдаточных операций между АО «Транснефть -Западная Сибирь» и АО «Транснефть-Урал» и ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ».
Описание
Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла регулирования давления. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов DN500, 2-х рабочих, 1 резервной измерительных линий (ИЛ) DN250 и 1 контрольной ИЛ DN400. В каждой из рабочих и резервнойх ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства:
- фильтр тонкой очистки SPE, оборудованный быстросъемной крышкой, в комплекте с преобразователем разности давлений Сапфир-22М-ДД-Ех модели 2440 (Госреестр № 11964-91);
- преобразователь расхода жидкости турбинный типа МИГ-250 (Госреестр № 13981-94, 26776-08);
- датчик давления МТ 100Р (Госреестр № 13094-95);
- преобразователь температуры модели ТСП 9418-04;
- манометр технический МТИ (Госреестр №);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 1 (Госреестр № 303-91);
- запорная арматура.
В состав контрольной ИЛ входят:
- фильтр тонкой очистки SPE, оборудованный быстросъемной крышкой, в комплекте с преобразователем давления измерительным EJX110 (Госреестр № 28456-09);
- счетчик (преобразователь) объема жидкости эталонный лопастной Smith Meter модели M16-S3 (Госреестр № 18307-99);
- преобразователь давления модели МТ 100Р (Госреестр № 13094-95);
- преобразователь температуры модели ТСП 9418-04 (Госреестр № 15196-96);
- манометр технический МТИ (Госреестр № 1844-63);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 1 (Госреестр № 303-91);
- запорная арматура.
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров качества нефти, а также автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное
устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (Госреестр № 52638-13);
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829 (Госреестр № 15642-06);
- преобразователь давления измерительный EJX530A (Госреестр № 28456-09);
- манометр показывающий МП160 (Госреестр № 47452-11);
- преобразователь измерительный температуры 644 (Госреестр № 14683-09) в комплекте с платиновым термометром сопротивления 065 (Госреестр № 22257-11);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 1 (Госреестр № 303-91);
- анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти при высоком давлении NEX XT (Госреестр № 47395-11);
- преобразователь расхода жидкости ультразвуковой UFM 3030 (Госреестр № 48218-11);
- две системы автоматического пробоотбора Clif Mock;
- пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт-Р»;
- термостатируемый цилиндр;
- место для подключения пикнометрической установки и устройства для определения содержания свободного газа в нефти.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных на базе устройств программного управления TREI-5B (рабочий и резервный) (Госреестр № 19026-99) и два автоматизированных рабочих места оператора (далее - АРМ), оборудованные персональными компьютерами со специализированным программным обеспечением и средствами отображения и печати.
Проведение поверки преобразователей расхода, установленных в рабочих, резервных и контрольной ИЛ, проводят с помощью стационарной установки поверочной трубопоршневой (далее - ТПУ) двунаправленной 1-го разряда с диапазоном расходов нефти от 30 до 1775 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 % в комплекте с преобразователями давления, температуры, манометрами и термометрами. Проведение поверки преобразователей расхода, установленных в рабочих и резервных ИЛ, возможно также с помощью счетчика (преобразователя) объема жидкости эталонного лопастного Smith Meter модели M16-S3, установленного в контрольной ИЛ.
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 объемного расхода нефти в рабочем диапазоне расходов по измерительной линии и в целом по СИКН;
- автоматическое измерение температуры, давления, плотности, динамической вязкости нефти, объемной доли воды и серосодержания в нефти;
- автоматическое вычисление массы брутто нефти по результатам измерений объемного расхода, плотности, температуры и давления нефти;
- автоматическое вычисление кинематической вязкости нефти, массовой доли воды;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений в БИК и в испытательной лаборатории содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода по стационарной ТПУ;
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода турбинных, установленных в рабочих и резервных ИЛ, по счетчику (преобразователю) объема жидкости эталонному лопастному Smith Meter модели M16-S3, установленному в контрольной ИЛ;
- автоматический отбор объединенной пробы рабочей среды;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи, паспортов качества.
Программное обеспечение
Программное обеспечение СИКН представлено встроенным ПО измерительновычислительных комплексов TREI-5B и ПО АРМ «НПФ Круг».
Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 1.
Таблица 1
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
НПФ Круг |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3,0 |
Цифровой идентификатор ПО |
d4f619fd30ef8cbb35bd787d3a05b881 |
Другие идентификационные данные |
- |
Защита ПО обеспечивается установкой паролей доступа и ведением доступного только для чтения журнала событий.Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
рабочая среда нефть по
рабочий диапазон объёмного расхода нефти, м3/ч
рабочий диапазон вязкости нефти, мм2/с
рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3
рабочий диапазон температуры нефти, °C
рабочий диапазон давления нефти, МПа
массовая доля воды, %, не более
пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
температуры, °C
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, %
ГОСТ Р 51858-2002; от 380 до 3200; от 0,5 до 40,0; от 700 до 900;
от минус 5 до 30; от 0,24 до 6,3;
1,0;
±0,2;
±0,5;
±0,3;
±0,25;
±0,35.
П р и м е ч а н и е - В процессе эксплуатации изменение значения вязкости нефти от значения вязкости нефти при проведении поверки ТПР не должно превышать ± 15 мм2/с.
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 № 13 Омской ЛПДС». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0069-15 МП.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0069-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 13 Омской ЛПДС». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 16.02.2015 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;
- рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002;
- рабочий эталон вязкости по ГОСТ 8.025-96 с пределами допускаемой приведенной погрешности измерений динамической вязкости не более ± 0,5 %;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);
- калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 22237-08);
- манометры грузопоршневые МП, класс точности 0,005.
Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 13 Омской ЛПДС», аттестована ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» 24.11.2014 г., ФР.1.29.2014.19152.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».