Система измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛПДС "Юргамыш" Курганского НУ АО "Транснефть-Урал"
| Номер в ГРСИ РФ: | 77350-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛПДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 77350-20 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛПДС "Юргамыш" Курганского НУ АО "Транснефть-Урал" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
РОССИЯ
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 | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 77350-20: Описание типа СИ | Скачать | 76.7 КБ | |
| 77350-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0387-19 МП | Скачать | 5.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛПДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти по результатам измерений:
- объёма нефти с помощью преобразователей расхода (ПР), давления и температуры;
- плотности нефти с помощью поточных преобразователей плотности, давления и температуры или в лаборатории.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ).
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, трех рабочих измерительных линий (ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
На входном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)) и технические средства:
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04) или датчик давления Метран 150 (регистрационный № 32854-13);
- манометр для местной индикации давления.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь расхода жидкости турбинный HELIFLU TZ-N с Ду 200 мм (регистрационный № 15427-01) или преобразователь расхода жидкости турбинный геликоидный серии HTM (регистрационный № 38725-08);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04) или преобразователь давления измерительный dTRANS p20 (регистрационный
№ 47454-11) или датчик давления Метран 150 (регистрационный № 32854-13);
- преобразователь измерительный 644 к датчикам температуры (регистрационный № 14683-00) или преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04) или преобразователь измерительный Rosemount 3144Р (регистрационный № 56381-14);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный № 22257-01 или 22257-05 или 22257-11) или термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- преобразователь давления на фильтре для индикации перепада давления;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;
- преобразователь давления измерительный EJX (регистрационный № 28456-09) или датчик давления Метран 150 (регистрационный № 32854-13);
- манометр для местной индикации давления.
БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- два преобразователя плотности жидкости измерительных модели 7835 (регистрационный № 15644-01);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-01 и/или 14557-05);
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 (регистрационный № 15642-01);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04) или датчик давления Метран 150 (регистрационный № 32854-13);
- два преобразователя измерительных 644 к датчикам температуры (регистрационный № 14683-00) и/или преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-04) и/или преобразователь измерительный Rosemount 3144Р (регистрационный № 56381-14);
- два термопреобразователя сопротивления платиновых серии 65 (регистрационный № 22257-01 и/или 22257-05 и/или 22257-11) и/или термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- два преобразователя давления на фильтре для индикации перепада давления;
- две системы смешивания и отбора проб Clif Mock True Cut С-22;
- преобразователь расхода для индикации расхода в БИК;
- пробоотборник нефти ручной с диспергатором по ГОСТ 2517-2012;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ПР.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: три контроллера измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту - контроллеры) (регистрационный № 38623-11 и/или 57563-14), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора (далее по тексту - АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.
Поверку и КМХ ПР проводят с помощью рабочего эталона 1-го или 2-го разряда в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций :
- автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение объемного влагосодержания (%), плотности (кг/м3), вязкости (сСт), температуры (°С) и давления (МПа) нефти;
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ ПР по стационарной или передвижной ПУ;
- поверку стационарной ПУ по передвижной ПУ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- ручной отбор точечной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в контролерах и в АРМ оператора.
Идентификационные данные ПО контроллеров приведены в таблице 1.
Идентификационные данные ПО АРМ оператора приведены в таблице 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллеров
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
контроллер (регистрационный № 38623-11) |
контроллер (регистрационный № 57563-14) | |
|
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app | |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.09с |
06.25 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
_ |
1990 |
|
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода |
_ |
CRC16 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «CROPOS» |
|
Номер версии ПО |
1.37 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
DCB7D88F |
|
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода |
CRC32 |
Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с
Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч (м3/ч) |
от 251 до 1880 (от 293,2 до 2100,0) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
|
Характеристики измеряемой среды: - плотность в рабочем диапазоне, кг/м3 - давление, МПа - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - вязкость кинематическая, сСт, не более |
от 856 до 895 от 0,35 до 6,30 от +2 до +30 0,5 0,05 100 от 9 до 37 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
400±40, 230±23 50±0,4 |
Продолжение таблицы 4
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - атмосферное давление, кПа |
от -48 до +41 от 84,0 до 106,7 |
|
Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч |
15 20 000 |
|
Режим работы |
непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛПДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал», зав. № 01 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
НА.ГНМЦ.0387-19 МП |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0387-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 115 на ЛПДС «Юргамыш» Курганского НУ АО «Транснефть-Урал». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 16.08.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда (установка поверочная трубопоршневая двунаправленная) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 г.;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
представлены в документе МН 358-2013 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №115 на ЛПДС «Юргамыш» с изм. №2, ФР.1.29.2013.15586.
Нормативные документы
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 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
