Система измерений количества и параметров нефти сырой №2062 АО "Булгарнефть" при ДНС-1 НГДУ "Нурлатнефть" ПАО "Татнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66725-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | СП ЗАО "ИТОМ", г.Ижевск |
Система измерений количества и параметров нефти сырой №2062 АО «Булгарнефть» при ДНС-1 НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти при проведении учетных операций между сдающей и принимающей стороной.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66725-17 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой №2062 АО "Булгарнефть" при ДНС-1 НГДУ "Нурлатнефть" ПАО "Татнефть" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ИТОМ", г.Ижевск
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 66725-17: Описание типа СИ | Скачать | 84.3 КБ | |
| 66725-17: Методика поверки НА.ГНМЦ.128-16 МП | Скачать | 619.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой №2062 АО «Булгарнефть» при ДНС-1 НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти при проведении учетных операций между сдающей и принимающей стороной.
Описание
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью расходомеров массовых (далее - ПР).
Конструктивно СИКНС состоит из входного и выходного коллекторов, блока измерительных линий (далее - БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), блока измерений параметров нефти сырой (далее - БИК) и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
На входном коллекторе СИКНС установлены следующие средства измерений (далее -СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- влагомер сырой нефти (регистрационный № 24604-12).
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
На входном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный Cerabar M (регистрационный № 41560-09);
- манометр для местной индикации давления.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF (регистрационный № 1342501 или 45115-10 или 45115-16);
- преобразователь давления измерительный Cerabar M (регистрационный № 41560-09);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный № 38548-13);
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный Cerabar M (регистрационный № 41560-09);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный № 38548-13);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ПР по передвижной ПУ.
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров сырой нефти, а также отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. Отбор представительной пробы сырой нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- расходомер-счётчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный
№ 57762-14);
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);
- преобразователь давления измерительный Cerabar M (регистрационный № 41560-09);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный № 38548-13);
- пробоотборник автоматический Стандарт-АЛ;
- пробоотборник ручной;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный Cerabar M (регистрационный № 41560-09);
- манометр для местной индикации давления.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» (OCTOPUS-L») (регистрационный № 43239-15), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом АРМ оператора «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти (т/ч);
- автоматическое измерение массы сырой нефти (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды в сырой нефти (%);
- поверку и КМХ ПР по передвижной ПУ;
- КМХ ПР, установленного на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-передачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК.
К ПО верхнего уровня относится программа автоматизированного рабочего места -«Rate АРМ оператора УУН» (далее - АРМ оператора), выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов, вычисления массы нетто нефти.
ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
АРМ оператора |
ОКТОПУС-Л | |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Rate АРМ оператора УУН» |
Formula.o |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.4.1.1 |
6.15 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
F0737B4F |
5ED0C426 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC-32 |
CRC-32 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 14 до 60 |
|
Диапазон давления, МПа |
от 0,3 до 4,0 |
|
Диапазон температуры, °С |
от +5 до +45 |
|
Объемная доля воды, %, не более |
5,0 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,1 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
2500 |
|
Содержание растворенного газа, м3/м3, не более |
0,7 |
|
Содержание свободного газа, %, не более |
0,2 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С |
±0,2 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды при измерении влагомером УДВН-1пм1, % |
±0,08 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % |
±0,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы сырой нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % |
± 0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая и 1 контрольно-резервная) |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38/220±22 50±1 |
Продолжение таблицы 3
|
Г абаритные размеры СИКНС, мм, не более - высота - ширина - длина |
2 185 1 300 3 800 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
- температура окружающей среды, °С | |
|
БИЛ |
от -40 до +40 |
|
БИК |
от +5 до +35 |
|
СОИ |
от +15 до +25 |
|
- относительная влажность, % |
от 40 до 90 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 84,0 106,7 |
|
Средний срок службы, лет |
10 |
|
Средняя нароботка на отказ, ч |
20 000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой №2062 АО «Булгарнефть» при ДНС-1 НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть», зав. № 01 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации СИКНС |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
НА.ГНМЦ.0128-16 МП с изменением № 1 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0128-16 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой №2062 АО «Булгарнефть» при ДНС-1 НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть». Методика поверки» с изменением №1, утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 25.12.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКНС;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в документе Инструкция «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой №2062 АО «Булгарнефть» при ДНС-1 НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть» с изм. №1 от 10.10.2018г., ФР.1.29.2016.25154.
Нормативные документы
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
Смотрите также
