Система измерений количества и показателей качества нефти № 276 на ПСП "Оса"
| Номер в ГРСИ РФ: | 77591-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
Система измерений количества и показателей нефти № 276 на ПСП «Оса» (далее -СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «Транснефть-Прикамье» при сдаче нефти на ПСП «Оса».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 77591-20 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 276 на ПСП "Оса" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 439 |
Производитель / Заявитель
АО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 8 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 12.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 77591-20: Описание типа СИ | Скачать | 78.6 КБ | |
| 77591-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0318-19 МП | Скачать | 10.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей нефти № 276 на ПСП «Оса» (далее -СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «Транснефть-Прикамье» при сдаче нефти на ПСП «Оса».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, реализованного с применением 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 (далее по тексту - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки, входного и выходного коллекторов, системы обработки информации (СОИ).
БФ состоит из двух фильтров сетчатых МИГ-ФБ-200-1,6, укомплектованных следующими средствами измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №)) и техническими средствами:
- преобразователи давления измерительные 3051 моделей 3051TG и 3051CD (регистрационные №№ 14061-10, 14061-15);
- манометры для местной индикации давления нефти.
БИЛ состоит из двух рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий (ИЛ).
В состав каждой ИЛ входят:
- расходомер массовый Promass 84F DN 150 (далее - массомер, регистрационный №15201-11);
- преобразователь избыточного давления 3051TG (регистрационные №№ 14061-10, 14061-15);
- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым 65 (регистрационный № 22257-11) или датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16);
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
В состав узла подключения передвижной поверочной установки входят:
- преобразователь избыточного давления 3051TG (регистрационные №№ 14061-10, 14061-15);
- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым 65 (регистрационный № 22257-11) или датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16);
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
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 25172012 с лубрикатором, установленного на входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
- два (рабочий и резервный) преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (регистрационный № 52638-13);
- преобразователь избыточного давления 3051TG (регистрационные №№ 14061-10, 14061-15);
- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым 65 (регистрационный № 22257-11) или датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16);
- два (рабочий и резервный) влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);
- два (рабочий и резервный) преобразователя плотности и вязкости FVM (регистрационный № 62129-15);
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion R100 (регистрационный № 45115-16);
- анализатор серы общей рентгеноабсорционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT (регистрационный № 47395-17);
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры;
- две системы автоматического отбора проб Cliff Mock (рабочая и резервная);
- пробоотборник ручной с диспергатором по ГОСТ 2517-2012;
- два узла подключения пикнометрической установки;
- термостатируемый цилиндр .
На входном коллекторе установлены следующие средства измерений и технические средства:
- преобразователь избыточного давления 3051TG (регистрационные №№ 14061-10, 14061-15);
- манометр для местной индикации давления;
- два индикатора фазового состояния потока ИФС-1В-700М (рабочий и резервный).
На выходном коллекторе установлены следующие средства измерений и технические средства:
- преобразователь избыточного давления 3051TG (регистрационные №№ 14061-10, 14061-15);
- преобразователь измерительный 644 (регистрационный № 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым 65 (регистрационный № 22257-11) или 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 (основной и резервный) контроллера измерительных FloBoss S600+ (регистрационный № 64224-16);
- комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix PAC (регистрационный № 51228-12);
- преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н (регистрационный № 42693-15);
- барьеры искрозащиты серии Z (регистрационный № 22152-07);
- два автоматизированных рабочих места (АРМ) оператора (основное и резервное) с программным комплексом «Cropos» на базе персонального компьютера, оснащенного монитором, клавиатурой, манипулятором типа «мышь» и печатающим устройством.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти;
- автоматическое измерение технологических параметров (температуры и давления);
- автоматическое измерение показателей качества нефти;
- отображение (индикацию), регистрацию и архивирование результатов измерений;
- поверку СИ преобразователей расхода на месте эксплуатации без прекращения учетных операций;
- KMX преобразователей расхода на месте эксплуатации без прекращения учетных операций;
- отбор объединенной пробы нефти по ГОСТ 2517-2012;
- получения посменных, суточных и месячных, отчетов, актов приема-сдачи нефти и журналов регистрации показаний средств измерений с выводом данных на дисплей и на печатающее устройство;
- дистанционное управление запорной арматурой;
- контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результат измерения СИКН.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту - контроллеров) и комплекса измерительно-вычислительного и управляющего на базе платформы Logix PAC. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система контроллеров измерительных FloBoss S600+. 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 ПО контроллеров приведены в таблице 1.
Идентификационные данные ПО программного комплекса «Cropos» приведены в таблице 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллеров
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.25 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0x1990 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC 16 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО программного комплекса «Cropos»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.41 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
16ВВ1771 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC 32 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч |
от 136 до 450 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерительного канала плотности нефти при комплектном методе поверки, кг/м3 |
± 0,3 |
|
Пределы допускаемой погрешности измерительного канала динамической вязкости при комплектном методе поверки в поддиапазоне: (0,5 - 10) мПа •с (абсолютная), мПа^с (10 - 100) мПа^с (приведенная к верхнему пределу поддиапазона измерений), % |
±0,20 ±1,0 |
Таблица 4 - Технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
|
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 |
от 850 до 930 |
|
Вязкость нефти кинематическая при 20°С, мм2/с, не более |
40 |
|
Рабочий диапазон давления нефти, МПа |
от 0,3 до 1,4 |
|
Максимальное допустимое давление нефти, МПа |
1,6 |
|
Рабочий диапазон температуры нефти, °С |
от +5 до +30 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100,0 |
|
Давление насыщенных паров нефти, кПа, не более |
66,7 |
|
Содержание свободного газа |
отсутствует |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (2 рабочие, 1 контрольнорезервная) |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Напряжение питания сети, В |
400±40/230±23 |
|
Частота питающей сети, Гц |
50±0,4 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
|
Средняя наработка на отказ, час |
20000 |
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 № 276 на ПСП «Оса», зав. №439 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
НА.ГНМЦ.0318-19 МП |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0318-19 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 276 на ПСП «Оса». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 19.04.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 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;
- рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002 в диапазоне значений от 600 до 1000 кг/м3 и пределами абсолютной погрешности ±0,1 кг/м3;
- рабочий эталон единицы кинематической вязкости жидкости 1-го разряда по ГОСТ 8.025-96 в диапазоне значений от 4,0^10-7 до 1,040-1 м2/с и пределами относительной погрешности ±0,2 %;
- 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 839-2019 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 276 на ПСП «Оса» аттестованом ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика», свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-029/01-2019
от 22.03.2019 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
Государственная поверочная схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденная Приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечьня 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» (в редакции приказа Минэнерго России от 24.04.2018 № 306)
Смотрите также
