| Номер в госреестре | 69469-17 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП "Чернушка" |
| Изготовитель | АО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей нефти № 383 на ПСП «Чернушка» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «Транснефть-Урал» в качестве резервной схемы учета на ПСП «Чернушка».
Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений - с помощью 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 измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), узел подключения передвижной поверочной установки, системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов и двух рабочих измерительных линий (ИЛ). На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фоне по обеспечению единства измерений):
- расходомер массовый Promass 83F (регистрационный № 15201-11);
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);
- термопреобразователь сопротивления платиновый TR88 (регистрационный № 49519-12);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.
На входном коллекторе БИЛ установлены:
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);
- термопреобразователь сопротивления платиновый TR88 (регистрационный № 49519-12);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012 с лубрикатором;
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);
- термопреобразователь сопротивления платиновый TR88 (регистрационный № 49519-12);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометр ртутный стекляный лабораторный ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции измерений, оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной
Лист № 2 Всего листов 5
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:
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный № 52638-13);
- преобразователь плотности и вязкости FVM (регистрационный № 62129-15);
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);
- термопреобразователь сопротивления платиновый TR88 (регистрационный № 49519-12);
- ротаметр H 250 (регистрационный № 48092-11) для индикации расхода нефти через
БИК;
- два пробоотборника нефти «Стандарт-А» для автоматического отбора проб;
- пробоотборник нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;
- узел для подключения пикнометрической установки или устройства для определения содержания свободного газа;
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометры рутутные стекляные лабораторные ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.
Блок подключения передвижной поверочной установки преданзначен для подключения передвижной поверочной установки 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002 или ГОСТ 8.142-2013. На входе и выходе блока подключения передвижной поверочной установки установлены:
- преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);
- термопреобразователи сопротивления платиновые TR88 (регистрационный № 49519-12);
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11) и термометры рутутные стекляные лабораторные ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91) для местной индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят:
- контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный № 57563-14);
- барьеры искрозащиты серии Z (регистрационный № 22152-07);
- комплекс измерительно-вычислительный и управляющий на базе платформы Logix PAC ControlLogix (регистрационный № 51228-12);
- автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенное 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/м3), вязкости (мм /с) нефти, объемной доли воды в нефти (%);
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- автоматический 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 контроллера измерительного FloBoss S600+ и комплекса измерительно-вычислительного и управляющего на базе платформы Logix PAC ControlLogix. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится конфигурационный файл контроллера измерительного FloBoss S600+ - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса. ПО комплекса измерительно-вычислительного и управляющего на базе платформы Logix PAC ControlLogix 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».
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 СИКН
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| FloBoss S600+ | Программный комплекс «Cropos» | |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app | metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.09e/09e | 1.37 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 0259 | DCB7D88F |
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч | от 155,7 до 855,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности контроллера при преобразовании входного аналогового сигнала постоянного тока в значение температуры, % | ±0,04 |
| Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности контроллера при преобразовании входного аналогового сигнала постоянного тока в значение давления, % | ±0,04 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности контроллера при преобразовании входных электрических сигналов в значение массы нефти, % | ±0,01 |
Лист № 4 Всего листов 5
Продолжение таблицы 2_
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой относительной погрешности контроллера при преобразовании входных электрических сигналов в значение плотности нефти, % | ±0,01 |
Таблица 3 - Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 | от 865 до 900 |
| Вязкость нефти кинематическая, мм /с, не более | 35 |
| Рабочий диапазон давления нефти, МПа | от 0,3 до 1,4 |
| Рабочий диапазон температуры нефти, °С | от +15 до +30 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Давление насыщенных паров нефти, кПа, не более | 66,7 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Напряжение питания сети, В | 400+40/230-23 |
| Частота питающей сети, Гц | 50±0,4 |
| Средний срок службы, лет | 8 |
| Средняя наработка на отказ, час | 20000 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП «Чернушка» | 1 шт. | |
| Паспорт | - | 1 экз. |
| Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП «Чернушка». Методика поверки» | НА.ГНМЦ.0154-17 МП | 1 экз. |
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0154-17 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП «Чернушка». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 26 июня 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002 или ГОСТ 8.142-2013, диапазон измерений от 40 до 500 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1%;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
МН 724-2017 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП «Чернушка ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», утверждена и аттестована ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 15.06.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП «Чернушка»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
| Зарегистрировано поверок | 8 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
