| Номер в госреестре | 70038-17 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО "РН-Пурнефтегаз" |
| 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 качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматических измерений массы брутто и автоматизированных измерений массы нетто нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и некондиционных нефтепродуктов при ведении приемо-сдаточных операций между между ООО «РН-Пурнефтегаз» и ООО «Пурнефтепереработка».
Измерения массы брутто нефти и некондиционных нефтепродуктов выполняют прямым методом динамических измерений - с помощью расходомеров массовых.
Массу нетто нефти и некондиционных нефтепродуктов определяют как разность массы брутто нефти и некондиционных нефтепродуктов и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти
Конструктивно СИКНС состоит из трех блоков измерительных линий (БИЛ-1, БИЛ-2, БИЛ-3) и системы обработки информации (далее - СОИ).
БИЛ-1 предназначен для измерений массы нефти по ГОСТ Р 51858-2002, направляемой на УИНН ООО «Пурнефтепереработка»;
БИЛ-2 - для измерений массы возвратной нефти от ООО «Пурнефтепереработка»;
БИЛ-3 - для измерений массы некондиционных нефтепродуктов.
БИЛ-1 состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров БФ-1, двух измерительных линий ИЛ-1 ( рабочая и резервно-контрольная), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК) и узла подключения передвижной поверочной установки (далее -ППУ).
БФ-1 включает в себя:
- два фильтра «SN-4», 4” ANSI300 (рабочий и резервный);
- четыре манометра технических МТК, установленные на входе и выходе каждого фильтра;
- манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);
- запорная арматура.
В состав каждой измерительной линии ИЛ-1 входят:
- расходомер массовый Promass 83F DN 80 (регистрационный № 15201-11);
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);
- преобразователь измерительный iTemp TMT82 (регистрационный № 50138-12) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 49519-12);
- манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91).
На входном коллекторе БИЛ установлено пробозаборное устройство щелевого типа.
На выходном коллекторе БИЛ-1 установлены:
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);
- преобразователь измерительный iTemp TMT82 (регистрационный № 50138-12) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 49519-12);
- манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный №303-91).
БИК выполняет функции непрерывного измерения плотности нефти. объемной доли воды в нефти и автоматического отбора объединенной пробы нефти для последующего определения показателей качества нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
- плотномер жидкости промышленный 7835 (регистрационный № 13800-94) или преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (регистрационный № 15644-06);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (рабочий и резервный) (регистрационный №14557-05, 14557-15);
- преобразователь измерительный iTemp TMT82 (регистрационный № 50138-12) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 49519-12);
- манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);
- устройство для определения содержания свободного газа в нефти прибор УОСГ-100 СКП (регистрационный № 16776-11);
- счетчик нефти турбинный МИГ-32ш-40 для индикации расхода нефти через БИК;
- два автоматических пробоотборника «Отбор-А-Рслив»;
- узел подключения пикнометрической установки;
- два циркуляционных насоса (рабочий и резервный);
- четыре манометра технических МТК, установленные на входе и выходе каждого насоса;
- запорная арматура.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки расходомеров массовых Promass 83F DN80.
БИЛ-2 состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров БФ-2, двух измерительных линий ИЛ-2 (рабочая и резервно-контрольная) и узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ).
БФ-2 включает в себя:
- два фильтра «SN-4», 4” ANSI300 (рабочий и резервный);
- четыре манометра технических МТК, установленные на входе и выходе каждого фильтра;
- манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);
- запорная арматура.
В состав каждой измерительной линии ИЛ-2 входят:
- расходомер массовый Promass 83F DN 80 (регистрационный № 15201-11);
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);
- преобразователь измерительный iTemp TMT82 (регистрационный № 50138-12) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 49519-12);
- манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91).
На выходном коллекторе БИЛ-2 установлены:
- два автоматических пробоотборника «Отбор-А-Рслив»
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);
- преобразователь измерительный iTemp TMT82 (регистрационный № 50138-12) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 49519-12);
- манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);
- запорная арматура
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки расходомеров массовых Promass 83F DN80.
БИЛ-3 состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров БФ-3, двух измерительных линий ИЛ-3 (рабочая и резервно-контрольная) и узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ).
БФ-3 включает в себя:
- два фильтра «SN-4», 4” ANSI300 (рабочий и резервный);
- четыре манометра технических МТК, установленные на входе и выходе каждого фильтра;
- манометр для точных измерений МТИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 1844-63);
- запорная арматура.
В состав каждой измерительной линии ИЛ-3 входят:
- расходомер массовый Promass 83F DN 80 (регистрационный № 15201-11);
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);
- преобразователь измерительный iTemp TMT82 (регистрационный № 50138-12) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 49519-12);
- манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91).
На выходном коллекторе БИЛ-3 установлены:
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (рабочий и резервный) (регистрационный № 14557-05, 14557-15);
- два автоматических пробоотборника «Отбор-А-Рслив»
- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);
- преобразователь измерительный iTemp TMT82 (регистрационный № 50138-12) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 49519-12);
- манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);
- запорная арматура
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки расходомеров массовых Promass 83F DN80.
Система обработки информации состоит из:
- два контроллера измерительных FloBoss S600+ (рабочий и резервный) (регистрационный № 38623-11);
- два автоматизированных рабочих места оператора (рабочего и резервного) на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», предназначенных для визуального отображения результатов измерений и управления технологическими режимами работы СИКНС.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти и некондиционных нефтепродуктов в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти и некондиционных нефтепродуктов в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления нефти и некондиционных нефтепродуктов (МПа), плотности нефти (кг/м3), объемной доли воды в нефти и некондиционных нефтепродуктах (%);
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ преобразователей расхода по передвижной ПУ;
- КМХ рабочих преобразователей расхода по резервно-контрольным преобразователям расхода;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти и некондиционных нефтепродуктов;
- ручной отбор точечных проб нефти и некондиционных нефтепродуктов;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти и некондиционных нефтепродуктов.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКНС, в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение (ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее -контроллеров), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
К метрологически значимой части ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.
К ПО верхнего уровня относится ПО ПК «Cropos», выполняющее 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, формирование отчетных документов. К метрологически значимой части ПО ПК «Cropos» относится файл «metrology.dll».
В ПО СИКНС 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 СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИК | НС | |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| FloBoss S600+ | ПК «Cropos» | |
| Идентификационное наименование ПО | TARAS | metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 157 | 1.37 |
| Цифровой идентификатор ПО | 75c5 | DCB7D88F |
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | ||
| БИЛ-1 | БИЛ-2 | БИЛ-3 | |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 20 до 40 | от 10 до 20 | от 10 до 35 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто, % | ±0,25 | ||
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто, % | ±0,35 | ||
| Наименование характеристики | Значение | ||
| БИЛ-1 | БИЛ-2 | БИЛ-3 | |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 | возвратная нефть | некондиционные нефтепродукты |
| Рабочий диапазон плотности, кг/м3 | от 750 до 950 | ||
| Вязкость кинематическая, мм2/с, не более | 25 | 25 | 15 |
| Рабочий диапазон давления, МПа | от 0,8 до 2,5 | от 0,4 до 1,6 | от 0,4 до 1,6 |
| Рабочий диапазон температуры, °С | от +10 до +40 | от +40 до +120 | от +10 до +45 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 | ||
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | ||
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 | ||
| Содержание свободного газа | отсутствует | ||
| Режим работы СИКНС | непрерывный | ||
| Напряжение питания сети, В | 400+40/230-233 | ||
| Частота питающей сети, Гц | 50±0,5 | ||
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 | ||
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 | ||
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКНС | - | 1 экз. |
| Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз». Методика поверки» | НА.ГНМЦ.0151-17 МП | 1 экз. |
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0151-17 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»
18.07.2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 или ГОСТ 8.142-2013, диапазон измерений от 10 до 100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1%;
- средства поверки в соответствии с 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 СИКНС наносится на свидетельство о поверке.
МН 496-2014 «Масса нефти и нефтепродуктов. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения», ФР.1.29.2015.21070.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости.
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
