Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС
Номер в ГРСИ РФ: | 63213-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 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 - Сибирь».
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 63213-16 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 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 | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
63213-16: Описание типа СИ | Скачать | 82.8 КБ | |
63213-16: Методика поверки НА.ГНМЦ.0070-15 МП | Скачать | 393.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 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 - Сибирь».
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 DN700, 4-х рабочих, 2-х резервных измерительных линий (ИЛ) DN250 и 1 контрольной ИЛ DN400. В каждой из рабочих и резервных ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства:
- фильтр сетчатый с быстросъемной крышкой МИГ-ФБ 250, в комплекте с преобразователем давления измерительным EJX110 (Госреестр № 28456-09);
- преобразователь расхода турбинный серии модели RQ-250 (Госреестр № 14070-03) либо преобразователь расхода турбинный HTM 10 (Госреестр № 56812-14);
- преобразователь давления измерительный EJX530A Госреестр № 28456-09);манометр показывающий МП 160 (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);
- запорная арматура.
В состав контрольной ИЛ входят:
- счетчик (преобразователь) объема жидкости эталонный лопастной Smith Meter модели M16-S3 (Госреестр № 18307-99);
- 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);
- 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:
- два насоса прокачки нефти через БИК (рабочий и резервный);
- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;
- два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (рабочий и резервный) (Госреестр № 52638-13);
- два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных 7829 (рабочий и резервный) (Госреестр № 15642-06);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (рабочий и резервный) (Госреестр № 14557-10);
- 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 контроллера измерительных Floboss S600 (Госреестр № 57563-14), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos») (основное и резервное) на базе персонального компьютера, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
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
ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров). 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 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. 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 ПК «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.
У ровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (рабочего и резервного):_________________________________________________________________________________________
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
OMSK96 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
76 |
Цифровой идентификатор ПО |
95dc |
Другие идентификационные данные |
- |
Идентификационные данные ПО ПК «Cropos» (рабочего и резервного):
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Cropos |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.37 |
Цифровой идентификатор ПО |
DCB7D88F |
Другие идентификационные данные |
- |
Технические характеристики
рабочая среда нефть по ГОСТ Р 51858-2002;
рабочий диапазон объёмного расхода нефти, м3/ч от 380 до 4800;
рабочий диапазон вязкости нефти, мм2/с от 0,5 до 50,0;
рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 от 750 до 950;
рабочий диапазон температуры нефти, °C от минус 10 до плюс25;
рабочий диапазон давления нефти, мпа от 0,24 до 1,6;
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, % ±0,25;
пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
нетто нефти, % ±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 № 96 Омской ЛПДС». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0070-15 МП.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0070-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 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 объемного влагосодержания нефти 2-го разряда по
ГОСТ 8.614-2013;
- 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);
- манометры грузопоршневые МП, класс точности 0,005.
Знак поверки на носится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС», аттестована ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» 24.11.2014 г., ФР.1.29.2014.19151.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».