Система измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП "Чернушка"
Номер в ГРСИ РФ: | 72961-18 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
Система измерений количества и показателей нефти № 380 на ПСП «Чернушка» (далее -СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «Транснефть-Урал» в качестве основной схемы учета на ПСП «Чернушка».
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 72961-18 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП "Чернушка" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 60 |
Производитель / Заявитель
АО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 5 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
72961-18: Описание типа СИ | Скачать | 86.3 КБ | |
72961-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0189-18 МП | Скачать | 7.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей нефти № 380 на ПСП «Чернушка» (далее -СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «Транснефть-Урал» в качестве основной схемы учета на ПСП «Чернушка».
Описание
Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений -с помощью счетчиков-расходомеров массовых.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), узла подключения передвижной ПУ, системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БФ состоит из двух фильтров МИГ-ФБ-200-4,0, укомплектованных следующими средствами измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фоне по обеспечению единства измерений):
- преобразователи давления измерительные 3051 моделей 3051TG и 3051CD (регистрационный № 14061-04);
- манометры показывающие для точных измерений МТИф (регистрационный №34911-11), манометры показывающие для точных измерений МПТИ (регистрационный №26803-11) или манометры для точных измерений МТИ (регистрационный №1844-63);
БИЛ состоит из двух блоков БИЛ1 и БИЛ2, входного и выходного коллекторов. В состав БИЛ1 входят две рабочие измерительные линии (ИЛ) - ИЛ1 и ИЛ2. В состав БИЛ2 входят одна рабочая и одна контрольно-резервная ИЛ - ИЛ3 и ИЛ4 соответственно. На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений:
- счетчик расходомер массовый Micro Motion CMF 400 в комплекте с электронным преобразователем модели 2700 (регистрационный № 13425-01, № 45115-16);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04) или преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);
- термопреобразователь сопротивления платиновый 65 (регистрационный № 22257-01) в комплекте с преобразователем измерительным 644 (регистрационный № 14683-04) или термопреобразователь сопротивления платиновый TR88 (регистрационный № 49519-12) в комплекте с преобразователем измерительным серии iTEMP ТМТ (регистрационный № 50138-12, № 57947-14);
- манометр показывающий для точных измерений МТИф (регистрационный №34911-11) или манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный №26803-11);
- термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный №303-91).
На входном коллекторе БИЛ установлены:
- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012 с лубрикатором;
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);
- манометр для точных измерений МТИ (регистрационный №1844-63);
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);
- термопреобразователь сопротивления платиновый TR88 (регистрационный
№ 49519-12) в комплекте с преобразователем измерительным серии iTEMP ТМТ (регистрационный № 50138-12, № 57947-14);
- манометр показывающий для точных измерений МТИф (регистрационный № 34911-11) или манометр показывающий для точных измерений МПТИ (рег. № 26803-11);
- термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91).
БИК выполняет функции измерений, оперативного контроля и 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 входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный № 52638-13);
- преобразователь плотности и вязкости FVM (регистрационный № 62129-15);
- влагомеры поточные L (регистрационный № 25603-03, 56767-14);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);
- термопреобразователь сопротивления платиновый TR88 (регистрационный
№ 49519-12) в комплекте с преобразователем измерительным серии iTEMP ТМТ (регистрационный № 50138-12, № 57947-14);
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion R 100 в комплекте с электронным преобразователем модели 1700 (регистрационный № 13425-01, № 45115-10) для индикации расхода нефти через БИК;
- два пробоотборника нефти в системе автоматического отбора проб серии «С» CliF Mock c диспергатором для автоматического отбора проб;
- пробоотборник нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;
- прибор УОСГ-100 СКП (регистрационный № 16776-03, № 16776-11) для определения содержания свободного газа в нефти;
- узел для подключения пикнометрической установки или эталонного плотномера;
- манометр показывающий для точных измерений МТИф (регистрационный № 34911-11) или манометр показывающий для точных измерений МПТИ (рег. № 26803-11);
- термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91).
Блок подключения передвижной ПУ преданзначен для подключения передвижной ПУ -рабочего эталона 1-го или 2-го разряда (часть 2) в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256. На входе и выходе блока подключения передвижной ПУ установлены:
- манометр показывающий для точных измерений МТИф (регистрационный № 34911-11) или манометр показывающий для точных измерений МПТИ (рег. № 26803-11);
- термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят:
- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (регистрационный № 57563-14);
- барьеры искрозащиты серии Z (регистрационный № 22152-07);
- комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе PLC (регистрационный № 15652-04, № 15652-09) или комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix PAC (регистрационный № 51228-12);
- два автоматизированных рабочих места (АРМ) оператора (основной и резервный) на базе персонального компьютера с соответствующим программным обеспечением в комплекте с монитором и клавиатурой, принтера.
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 массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (мм2/с) нефти, объемной доли воды в нефти (%);
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик массомеров установленных на ИЛ по стационарной поверочной установке СР-М или по передвижной поверочной установке;
- контроль метрологических характеристик рабочих массомеров установленных на рабочих ИЛ по контрольно-резервному массомеру установленному на контрольно-резервной ИЛ;
- контроль метрологических характеристик поточного плотномера по эталонному плотномеру или пикнометрической установки;
- контроль метрологических характеристик поточного плотномера с использованием результатов измерений плотности нефти ареометром в лаборатории или в БИК;
- контроль метрологических характеристик рабочего поточного влагомера по резервному или обоих поточных влагомеров с использованием показаний лаборатории;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ и комплекса измерительно-вычислительного и управляющего на базе PLC. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится конфигурационный файл контроллеров измерительных FloBoss S600+ - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса. ПО комплекса измерительно-вычислительного и управляющего на базе o PLC не относится к метрологически значимой части ПО системы и предназначено для контроля и управления технологическими процессами.
К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Cropos», выполняющий 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, вычисление массы нетто и формирование отчетных документов. К метрологически значимой части программного комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».
И дентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
У ровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
FloBoss S600+ |
Программный комплекс «Cropos» | |
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.09e/09e |
1.37 |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
0259 |
DCB7D88F |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч |
от 155,7 до 855,0 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности контроллера при преобразовании входного аналогового сигнала постоянного тока в значение температуры, % |
±0,04 |
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности контроллера при преобразовании входного аналогового сигнала постоянного тока в значение давления, % |
±0,04 |
Пределы допускаемой относительной погрешности контроллера при преобразовании входных электрических сигналов в значение массы нефти, % |
±0,01 |
Пределы допускаемой относительной погрешности контроллера при преобразовании входных электрических сигналов в значение плотности нефти, % |
±0,01 |
Таблица 3 - Технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 |
от 865 до 900 |
Вязкость нефти кинематическая, мм2/с, не более |
35 |
Рабочий диапазон давления нефти, МПа |
от 0,5 до 1,4 |
Рабочий диапазон температуры нефти, °С |
от +15 до +30 |
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
Давление насыщенных паров нефти, кПа, не более |
66,7 |
Содержание свободного газа |
не допускается |
Количество измерительных линий, шт. |
4 (3 рабочие, 1 контрольнорезервная) |
Режим работы СИКН |
непрерывный |
Напряжение питания сети, В |
400 +40/230 123 |
Частота питающей сети, Гц |
50±0,4 |
Средний срок службы, лет, не менее |
8 |
Средняя наработка на отказ, час |
20000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП «Чернушка» |
- |
1 шт. |
Паспорт |
- |
1 экз. |
Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП «Чернушка». Методика поверки» |
НА.ГНМЦ.0189-18 МП |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0189-18 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП «Чернушка». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 18.06.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда (часть 2) в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1 %;
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
приведены в документе МН 796-2018 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП «Чернушка», аттестована ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 09.01.2018 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения 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»
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»