| Номер в госреестре | 66267-16 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 251 АО "РИТЭК" |
| Изготовитель | ООО "ЛУКОЙЛ-Информ", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 251 АО «РИТЭК» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ТИП «Волгоградснефтегаз» АО «РИТЭК» и Волгоградским РНУ АО «Транснефть-Приволга».
Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счётчиков-расходомеров массовых кориолисовых.
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, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
Блок фильтров состоит из двух линий (основной и резервной), в состав каждой линии входят следующие технические средства и средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде):
- фильтр сетчатый МИГ-Ф-250-1,6;
- преобразователи давления измерительные EJA110 (регистрационный № 14495-00);
- два манометра МТИ (до и после фильтра).
На входном коллекторе блока фильтров установлены:
- преобразователь давления измерительный EJA530 (регистрационный № 14495-00);
- термопреобразователь сопротивления серии TR модификации 200 (регистрационный № 17622-03) в комплекте с преобразователем вторичным Т модификации T24 (регистрационный № 15153-03).
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, трех рабочих и одной резервноконтрольной измерительных линий (ИЛ). На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде):
- счётчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS модели RCCS39/IR (регистрационный № 27054-04);
- преобразователь давления измерительный EJA530 (регистрационный № 14495-00);
- термопреобразователь сопротивления серии TR модификации 200 (регистрационный № 17622-03) в комплекте с преобразователем вторичным Т модификации T24 (регистрационный № 15153-00);
- манометр и термометр.
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
- индикатор наличия свободного газа в нефти ИФС 1 В-700;
- преобразователь давления измерительный EJA530 (регистрационный № 14495-00);
- термопреобразователь сопротивления серии TR модификации 200 (регистрационный № 17622-03) в комплекте с преобразователем вторичным Т модификации T24 (регистрационный № 15153-00);
- манометр и термометр.
БИК выполняет функции 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 технические средства и средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде):
- ротаметр RAMC (регистрационный № 27053-04);
- два влагомера нефти поточных модели L (регистрационный № 25603-03);
- два преобразователя плотности жидкости измерительных модели 7835 (регистрационный № 15644-01);
- преобразователь давления измерительный EJA530 (регистрационный № 14495-00);
- термопреобразователь сопротивления серии TR модификации 200 (регистрационный № 17622-03) в комплекте с преобразователем вторичным Т модификации T24 (регистрационный № 15153-00);
- два пробоотборника нефти «Стандарт-А» для автоматического отбора проб;
- пробоотборник нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;
- манометр и термометр.
Поверку и контроль метрологических характеристик счётчиков-расходомеров массовых кориолисовых ROTAMASS проводят с помощью блока ТПУ и преобразователей плотности жидкости. В блоке ТПУ установлены следующие технические средства и средства измерений:
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная типоразмер 12 (регистрационный № 20054-06);
- два преобразователя давления измерительные EJA530 (регистрационный № 14495-00);
- два термопреобразователя сопротивления платиновые серии 65 (регистрационный № 22257-05) в комплекте с преобразователями измерительными 644 (регистрационный № 14683-04);
- манометры и термометры;
- узел подключения передвижной поверочной установки.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный «ПРАЙМ ИСКРА» (регистрационный № 26874-04), осуществляющий сбор, обработку измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора на базе персонального компьютера, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
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/м), 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 счётчиков-расходомеров массовых кориолисовых ROTAMASS по установке поверочной трубопоршневой двунаправленной и преобразователю плотности жидкости измерительному;
- контроль метрологических характристик счётчиков-расходомеров массовых кориолисовых ROTAMASS, установленнх на рабочих линиях, по счётчику-расходомеру массовому кориолисовому ROTAMASS, установленному на резервно-контрольной ИЛ;
- поверку установки поверочной трубопоршневой двунаправленной по передвижной поверочной установке;
- автоматический и ручной отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО комплекса измерительновычислительного «ПРАЙМ ИСКРА» (далее - ИВК). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл ИВК - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется ИВК, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.
К ПО верхнего уровня относится ПО АРМ-оператора, выполняющиее функции отображения функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, формирование отчетных документов. Метрологически значимая часть ПО АРМ-оператора отсутствует.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО комплекса измерительно-вычислительного «ПРАЙМ ИСКРА»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 14 1С 8Е 33 |
| Заводской номер ИВК | 0002 |
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Рабочий диапазон измерений расхода, т/ч | от 82 до 850 |
| Рабочий диапазон температуры, °С | от +10 до +45 |
| Рабочий диапазон давления в СИКН, МПа | от 0,1 до 1,0 |
| Диапазон плотности нефти при 20 0С, кг/м3 | от 820,6 до 850,0 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более | 66,7 (500) |
| Содержание свободного газа, % | отсутствует |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, °С | ±0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности к диапазону измерений давления, % | ±0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 | ±0,3 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Режим работы СИКН | постоянный |
| Параметры электрического питания: | |
| - напряжение переменного тока, В | 380 |
| - частота переменного тока, Гц | 50 |
| Потребляемыа мощность, кВт, не более | 370 |
| Условия эксплуатации: | |
| - температура окружающей среды, °С | от -40 до +42 |
| - относительная влажность, %, до | 85 |
| - атмосферное давление, кПа | от 96 до 104 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКН | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 251 АО «РИТЭК». Методика поверки» | НА.ГНМЦ.0116-16 МП | 1 экз. |
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0116-16 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 251 АО «РИТЭК». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 16.09.2016 г.
Основные средства поверки:
- установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (рабочий эталон 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002) (регистрационный № 20054-06);
- рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002 с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,1 кг/м ;
- рабочий эталон объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2 разряда по ГОСТ 8.614-2013;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (регистрационный № 39214-08);
- магазин электрического сопротивления Р4834 (регистрационный № 11326-90);
- калибратор давления портативный Метран 501-ПКД-Р (регистрационный № 22307-04);
- манометры избыточного давления грузопоршневые (регистрационный № 16026-97);
- термометры сопротивления платиновые вибропрочные эталонные (регистрационный № 32777-06).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающие определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
«Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 251 АО «РИТЭК», утверждена ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 05.09.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 251 АО «РИТЭК»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
| Зарегистрировано поверок | 11 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
