Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС, АО "Транснефть - Западная Сибирь"
| Номер в ГРСИ РФ: | 81026-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть - Западная сибирь» и АО «Транснефть - Сибирь».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 81026-21 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС, АО "Транснефть - Западная Сибирь" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 1 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Нефтеавтоматика" (АО "Нефтеавтоматика"), Республика Башкортосстан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, д. 24
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
| 81026-21: Описание типа СИ | Скачать | 319.5 КБ | |
| 81026-21: Методика поверки НА.ГНМЦ.0496-20 МП | Скачать | 963.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС, АО «Транснефть — Западная Сибирь» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть - Западная сибирь» и АО «Транснефть - Сибирь».
Описание
Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла регулирования давления. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов DN700, 4-х рабочих, 2-х резервных измерительных линий (ИЛ) DN250 и 1 контрольной ИЛ DN400. В каждой из рабочих и резервных ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства:
- фильтр сетчатый с быстросъемной крышкой МИГ-ФБ 250, в комплекте с преобразователем давления измерительным EJX110 (регистрационный номер государственного реестра средств измерений (далее - регистрационный №) 28456-09);
- преобразователь расхода турбинный модели RQ-250 (регистрационный №14070-03) либо преобразователь расхода турбинный HTM 10 (регистрационный №56812-14);
- преобразователь давления измерительный EJX530A (регистрационный №28456-09);
- преобразователь измерительный температуры 644 (регистрационный №14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 065 (регистрационный №22257-11);
- запорная арматура.
В состав БИЛ также входят показывающие средства измерений давления и температуры утвержденных типов.
В состав контрольной ИЛ входят:
- счетчик (преобразователь) объема жидкости эталонный лопастной Smith Meter модели M16-S3 (регистрационный №18307-99);
- преобразователь давления измерительный EJX530A (регистрационный №28456-09);
- преобразователь измерительный температуры 644 (регистрационный №14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 065
(регистрационный №22257-11);
- запорная арматура.
В состав контрольной ИЛ также входят показывающие средства измерений давления и температуры утвержденных типов.
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров качества нефти, а также 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 выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
- два насоса прокачки нефти через БИК (рабочий и резервный);
- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;
- два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (рабочий и резервный (регистрационный №52638-13);
- два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных 7829 (рабочий и резервный) (регистрационный №15642-06);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (рабочий и резервный) (регистрационный №14557-10);
- преобразователь давления измерительный EJX530A (регистрационный №28456-09);
- преобразователь измерительный температуры 644 (регистрационный №14683-09) в комплекте с платиновым термометром сопротивления 065 (регистрационный №22257-11);
- анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти при высоком давлении NEX XT (регистрационный №47395-11);
- преобразователь расхода жидкости ультразвуковой UFM 3030 (регистрационный №48218-11);
- две системы автоматического пробоотбора Clif Mock;
- пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт-Р»;
- термостатируемый цилиндр;
- место для подключения пикнометрической установки и устройства для определения содержания свободного газа в нефти.
В состав БИК также входят показывающие средства измерений давления и температуры утвержденных типов.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных Floboss S600 + (Зав. №№ 20029747, 20029748) (регистрационный №81438-21), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos») (основное и резервное) на базе персонального компьютера, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Проведение поверки преобразователей расхода, установленных в рабочих, резервных и контрольной ИЛ, проводят с помощью стационарной установки поверочной трубопоршневой (далее - ТПУ) двунаправленной 1-го разряда с диапазоном расходов нефти от 21 до 1775 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 % в комплекте с
преобразователями давления, температуры, манометрами и термометрами.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
Пломбировка преобразователей расхода осуществляется с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия шпилек, расположенных на диаметрально противоположных фланцах.
Пломбировка контроллера осуществляется с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочной проволоке, пропущенной через специальные отверстия, предусмотренные на корпусе контроллера.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне расходов по измерительной линии и в целом по СИКН;
- автоматическое измерение температуры, давления, плотности, динамической вязкости нефти, объемной доли воды и серосодержания в нефти;
- автоматическое вычисление массы брутто нефти по результатам измерений объемного расхода, плотности, температуры и давления нефти;
- автоматическое вычисление кинематической вязкости нефти, массовой доли воды;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений в БИК и в испытательной лаборатории содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода по стационарной ТПУ;
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода турбинных, установленных в рабочих и резервных ИЛ, по счетчику (преобразователю) объема жидкости эталонному лопастному Smith Meter модели LM16-S3, установленному в контрольной ИЛ;
- автоматический отбор объединенной пробы рабочей среды;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи, паспортов качества.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Заводской номер СИКН указан в инструкции по эксплуатации.
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600+ и в ПО ПК «Cropos».
ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров). К ПО верхнего уровня относится ПО ПК «Cropos».
В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:
- разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей;
- ведением внутреннего журнала фиксации событий.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО контроллеров и АРМ оператора приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Контроллеры FloBoss S600+ |
ПК «Cropos» | |
|
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.25 |
1.37 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0х1990 |
DCB7D88F |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC16 |
CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч |
от 380 до 4800 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав ИК |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ИК объемного расхода нефти |
1 (ИЛ1) |
счетчик (преобразователь) объема жидкости эталонный лопастной Smith Meter модели LM16-S3 |
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ |
от 380 до 2000 м3/ч |
±0,1 % (относительная) |
|
2,3,4, 5,6,7 |
ИК объемного расхода нефти |
6 (ИЛ 2, ИЛ 3, ИЛ 4, ИЛ5, ИЛ 6, ИЛ 7) |
преобразователь расхода турбинный модели RQ-250, преобразователь расхода турбинный HTM 10 |
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ |
от 380 до 1800 м3/ч от 380 до 2000 м3/ч |
±0,15 % (относительная) |
|
8-43 |
ИК силы тока |
36 (СОИ) |
- |
Аналоговые входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 4 до 20 мА |
±0,04 % (приведенная) |
|
44-52 |
ИК частоты |
9 (СОИ) |
- |
Частотные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 1 до 10000 Гц |
±0,1 Гц (абсолютная) |
|
53-64 |
ИК количества импульсов |
12 (СОИ) |
- |
Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 1 до 16И06 имп. (диапазон частот от 1 до 10000 Гц) |
±1 имп. (абсолютная, на каждые 10000 имп.) |
|
65-71 |
ИК вычисления расхода, объема и массы |
7 (СОИ) |
- |
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ |
- |
±0,01 % (относительная) |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
|
Количество измерительных линий, шт. |
7 (4 рабочие, 2 резервные, 1 контрольная) |
|
Характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3 - давление, МПа - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - содержание свободного газа - вязкость кинематическая, мм2/с |
от 750 до 950 от 0,24 до 1,6 от минус 10 до + 25 1,0 не допустимо от 0,5 до 50,01) |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38, 220±22 50±0,4 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С |
от минус 32 до +40 |
|
Средняя наработка на отказ, ч |
20 000 |
|
Режим работы СИКН |
Непрерывный с периодическими остановками |
|
1) - в процессе эксплуатации изменение значения вязкости нефти от значения вязкости нефти при проведении поверки ТПР не должно превышать ± 15 мм2/с. | |
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 № 96 Омской ЛПДС, АО «Транснефть - Западная Сибирь», зав. № 01 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
НА.ГНМЦ.0496-20 МП с изм. №1 |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
представлены в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС. МН 456-2014». Номер в реестре
ФР.1.29.2014.19151.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 г. Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 2018г. №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
