Система измерений количества и показателей качества нефти № 902 на ПСП "Серные воды" АО "Самаранефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 70235-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Самаранефтегаз", г. Самара |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 902 на ПСП «Серные воды» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для определения количества и показателей качества нефти при учетных операциях между АО «Самаранефтегаз» (сдающая сторона) и Бугурусланским районным нефтепроводным управлением АО «Транснефть-Приволга» (принимающая сторона) на ПСП «Серные воды».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70235-18 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 902 на ПСП "Серные воды" АО "Самаранефтегаз" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 902 |
Производитель / Заявитель
АО "Самаранефтегаз", г.Самара
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 173 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 173 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 19.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 70235-18: Описание типа СИ | Скачать | 93.2 КБ | |
| 70235-18: Методика поверки М 12-053-2017 | Скачать | 18.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 902 на ПСП «Серные воды» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для определения количества и показателей качества нефти при учетных операциях между АО «Самаранефтегаз» (сдающая сторона) и Бугурусланским районным нефтепроводным управлением АО «Транснефть-Приволга» (принимающая сторона) на ПСП «Серные воды».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков (преобразователей) жидкости лопастных, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры, давления и системы обработки информации.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти. БИЛ состоит из двух рабочих и одной резервной измерительных линий.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012, установленное на входном коллекторе БИЛ.
Блок ТПУ обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков (преобразователей) жидкости лопастных.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» с функцией резервирования, осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Перечень средств измерений и вспомогательных устройств приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Средства измерений и вспомогательные устройства в составе СИКН
|
Средства измерений и вспомогательные устройства в составе СИКН |
Количество, шт. |
Диапазон измерений |
Регистрационн ый номер |
Место установки |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Преобразователь объема жидкости лопастной Smith Meter H8 |
3 |
В соответствии с результатами поверки |
12749-00 44007-10 64790-16 |
БИЛ |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Преобразователь давления измерительный 3051 |
3 |
от 0 до 6 МПа |
14061-04 14061-10 14061-15 |
БИЛ |
|
Датчик давления 1151DP |
3 |
от 0 до 200 кПа |
13849-04 | |
|
Преобразователь измерительный 3144 к датчикам температуры |
3 |
от 0 до +50 °С |
14683-00 14683-04 14683-09 | |
|
Т ермопреобразователь сопротивления платиновый 65 |
3 |
22257-01 22257-05 22257-11 | ||
|
Манометр для точных измерений МТИ 1246 |
3 |
от 0 до 6 МПа |
1844-63 | |
|
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
3 |
от 0 до +55 °С |
303-91 | |
|
Пробозаборное устройство |
1 |
- |
- |
На входном коллекторе |
|
Преобразователь давления измерительный 3051 |
1 |
от 0 до 6 МПа |
14061-10 |
На выходном коллекторе |
|
Преобразователь измерительный 3144 к датчикам температуры |
1 |
от 0 до +50 °С |
14683-04 | |
|
Т ермопреобразователь сопротивления платиновый 65 |
1 |
22257-05 | ||
|
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм |
2 |
от 0,01 до 2,00 % |
14557-05 14557-10 |
БИК |
|
Преобразователь плотности измерительный 7835 |
2 |
от 300 до 1100 кг/ м3 |
15644-01 15644-06 | |
|
Преобразователь давления измерительный 3051 |
1 |
от 0 до 6 МПа |
14061-10 | |
|
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829 |
1 |
от 0,5 до 100,0 мПа •с |
15642-06 | |
|
Счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 |
1 |
В соответствии с результатами калибровки |
22214-01 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Преобразователь измерительный 3144 к датчикам температуры |
1 |
от 0 до +50 °С |
14683-09 |
БИК |
|
Т ермопреобразователь сопротивления платиновый 65 |
1 |
22257-11 | ||
|
Манометр для точных измерений МТИ 1246 |
1 |
от 0 до 6 МПа |
1844-63 | |
|
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
1 |
от 0 до +55 °С |
303-91 | |
|
Автоматический пробоотборник Cliff Mock C-22 |
2 |
- |
- | |
|
Устройство для ручного отбора точечных проб с диспергатором по ГОСТ 2517-2012 |
1 |
- |
- | |
|
Установка трубопоршневая «Сапфир-М»-500 |
1 |
В соответствии с результатами поверки |
23520-02 |
ТПУ |
|
Преобразователь давления измерительный 3051 |
2 |
от 0 до 6 МПа |
14061-10 14061-15 | |
|
Преобразователь измерительный 3144 к датчикам температуры |
2 |
от 0 до +50 °С |
14683-04 14683-09 | |
|
Т ермопреобразователь сопротивления платиновый 65 |
2 |
22257-05 22257-11 | ||
|
Манометр для точных измерений МТИ 1246 |
2 |
от 0 до 6 МПа |
1844-63 | |
|
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
2 |
от 0 до +55 °С |
303-91 | |
|
Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-03 |
1 (два вычислителя: основной и резервный) |
- |
19240-05 |
СОИ |
|
АРМ оператора с ПО «Rate АРМ оператора УУН» |
2(основной и резервный) |
- |
- |
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 (м3/ч);
- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение контролируемых параметров: температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (мм2/с) нефти, содержания воды (%) в нефти;
- вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик счетчиков (преобразователей) жидкости лопастных по стационарной поверочной установке;
- поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчетов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Пломбировка СИКН осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. ПО системы реализовано в ИВК и компьютере АРМ оператора системы с ПО «Rate АРМ оператора УУН». Идентификационные данные ПО системы представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО АРМ оператора |
ПО ИВК | |
|
Идентиф икационное наименование ПО |
«Rate АРМ оператора УУН» |
oil tm.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3.1.1 |
342.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B6D270DB |
1FEEA203 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
CRC32 |
Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ИМЦ-03» (далее - ИВК), свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения ИВК № ПО-2550-03-2011, выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 14 января 2011 г.
К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса «Rate АРМ оператора УУН», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции 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 № 20902-11 от 27 декабря 2011 г., выдано ФГУП «ВНИИР».
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, непреднамеренных и преднамеренных изменений алгоритмов и установленных параметров разграничением прав доступа пользователей с помощью системы паролей, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные , содержащие результаты измерений, защищены от изменения путем кодирования.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование |
Значение |
|
Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч |
от 141 до 480 |
|
Избыточное давление нефти, МПа |
от 0,5 до 4,14 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
|
Параметры измеряемой среды: | |
|
- измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
- температура нефти, °С |
от +5 до +40 |
|
- плотность нефти в рабочих условиях, кг/м3 |
от 850 до 950 |
|
- кинематическая вязкость нефти, мм2/с |
от 34 до 100 |
|
Давление насыщенных паров нефти, кПа (мм рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (2 рабочие, 1 резервная) |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Режим управления: - запорной арматурой; - регуляторами расхода. |
автоматизированный и ручной ручной |
|
Параметры электропитания: - напряжение переменного тока, В - частота питающей сети, Гц |
380±38 трехфазное; 220±22 однофазное 50±1 |
|
Класс взрывоопасной зоны ПУЭ/ГОСТ 30852.9: - БИК, БИЛ, ТПУ - операторная ПСП, электрощитовая СИКН |
В-1а/ класс 2 - |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Категория по взрывопожарной и пожарной опасности по СП 12.13130.2009: - БИК, БИЛ, ТПУ - операторная ПСП, электрощитовая СИКН |
А Д |
|
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды» |
У3 |
|
Температура окружающего воздуха в блок-боксе с технологической частью СИКН, °С |
от +5 до +35 |
|
Срок службы, лет, не менее |
20 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СИКН
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 902 на ПСП «Серные воды» АО «Самаранефтегаз», заводской № 902 |
- |
1 шт. |
|
«Инструкция ОАО «Самаранефтегаз» по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 902 приемосдаточного пункта «Серные воды» |
П4-04 И-008 ЮЛ-035 |
1 экз. |
|
«Рекомендация. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 902 на ПСП «Серные воды» АО «Самаранефтегаз». Методика поверки.» |
М 12-053-2017 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу М 12-053-2017 «Рекомендация. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 902 на ПСП «Серные воды» АО «Самаранефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 19 мая 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»;
- средства поверки в соответствии с документами на СИ, входящие в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 902 на ПСП «Серные воды» АО «Самаранефтегаз», утверждена ООО «Метрология и Автоматизация» в г. Самара 23 ноября 2016 г. Регистрационный номер ФР.1.29.2017.25657
Нормативные документы
МИ 3532-2015 Рекомендация. ГСИ. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти.
МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок.
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
Смотрите также
