Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО "Охтин-Ойл" при УКПН "Шешма" ООО "ППН-Сервис"
Номер в ГРСИ РФ: | 73039-18 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "Татарское монтажно-наладочное управление", г.Лениногорск |
Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Охтин-Ойл» при УКПН «Шешма» ООО «ППН-Сервис» (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы сырой нефти при расчётно-коммерческих операциях между ЗАО «Охтин-Ойл» и ООО «ППН-Сервис».
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 73039-18 |
Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО "Охтин-Ойл" при УКПН "Шешма" ООО "ППН-Сервис" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 011.09.2017 |
Производитель / Заявитель
АО "Татарское монтажно-наладочное управление", г.Лениногорск
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 10 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 10 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
73039-18: Описание типа СИ | Скачать | 78.3 КБ | |
73039-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0237-18 МП | Скачать | 5.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Охтин-Ойл» при УКПН «Шешма» ООО «ППН-Сервис» (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы сырой нефти при расчётно-коммерческих операциях между ЗАО «Охтин-Ойл» и ООО «ППН-Сервис».
Описание
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - ПР).
Конструктивно СИКНС состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерений параметров сырой нефти (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), блока измерительных линий (далее - БИЛ) 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:
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);
- манометр для местной индикации давления.
В блоке фильтров установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный 2051 (регистрационный № 56419-14);
- фильтр тонкой очистки;
- два манометра для местной индикации давления.
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:
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (регистрационный № 14557-15);
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный
№ 57762-14);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);
- датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16);
- пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012;
- два пробоотборника автоматических «Отбор-А-Р слив»;
- 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.
БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF 300 (регистрационный
№ 45115-16);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);
- манометр для местной индикации давления.
На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-15);
- датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два измерительно-вычислительных контроллера OMNI-3000/6000 (регистрационный № 15066-09) (рабочий и резервный), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом АРМ-оператора «Кристалл», 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;
- автоматический отбор объединенной пробы сырой нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи 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 контроллера измерительно-вычислительного OMNI 6000 (далее - контроллер), 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 контроллера.
К ПО верхнего уровня относится программный комплекс АРМ-оператора «Кристалл», выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов, вычисления массы нетто сырой нефти.
И дентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
АРМ оператора |
OMNI 6000 | ||
Идентификационное наименование ПО |
CalcOil.dll |
CalcPov.dll |
- |
Номер версии ПО (идентификационный номер) |
2.0.2 |
2.0.1 |
24.75.10 |
Цифровой идентификатор ПО |
E64DC3F2 |
A1BBEAF4 |
64Е0 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC-32 |
CRC-32 |
CRC-16 |
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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
от 20 до 60 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
±0,25 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Измеряемая среда |
нефть сырая |
Температура измеряемой среды, °С |
от +5 до +50 |
Давление измеряемой среды, МПа |
от 0,2 до 2,0 |
Плотность измеряемой среды, кг/м3 |
от 850,0 до 930,0 |
Массовая доля воды, %, не более |
5,0 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
10000 |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,1 |
Параметры электропитания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38 220±22 50±1 |
Г абаритные размеры СИКНС (ДхШхВ), мм, не более |
12 000х3 000х3 400 |
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от -47 до +38 от 20 до 90 от 100 до 104 |
Средний срок службы, лет, не менее |
15 |
Средняя наработка на отказ, ч |
20 000 |
Режим работы СИКНС |
непрерывный |
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 ЗАО «Охтин-Ойл» при УКПН «Шешма» ООО «ППН-Сервис», зав. № 011.09.2017 |
- |
1 шт. |
Инструкция по эксплуатации СИКНС |
- |
1 экз. |
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Охтин-Ойл» при УКПН «Шешма» ООО «ППН-Сервис». Методика поверки |
НА.ГНМЦ.0237-18 МП |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0237-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Охтин-Ойл» при УКПН «Шешма» ООО «ППН-Сервис». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 03.08.2018 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 поверяемого СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в документе ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО «Охтин-Ойл» при УКПН «Шешма», ФР.1.29.2017.28064.
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»