| Номер в госреестре | 72485-18 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 623 ПСП "Лопатино" ООО "САМАРАТРАНСНЕФТЬ - ТЕРМИНАЛ" |
| Изготовитель | ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 623 ПСП «Лопатино» ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ - ТЕРМИНАЛ» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций между сдающей стороной - ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ - ТЕРМИНАЛ» и принимающей стороной - Куйбышевским РУ АО «Транснефть-Дружба».
Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых.
СИКН представляет собой единичный экземпляр изделия, спроектированного для конкретного объекта из компонентов импортного и отечественного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплутационными документами ее компонентов.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), пробозаборного устройства (далее - ПЗУ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из двух рабочих измерительных линий (далее - ИЛ), одной резервноконтрольной ИЛ, входного и выходного коллекторов.
На входном коллекторе БИЛ установлены следующие средства измерений (далее - СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- датчик давления Метран-55 (регистрационный № 18375-03);
- манометр для местной индикации давления.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый CMF300 (регистрационный № 13425-01);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);
- датчик давления коррозионностойкий «Метран-49» (регистрационный № 19396-00) или датчик давления «Метран-100» (регистрационный № 22235-01) или датчик давления «Метран-150» (регистрационный № 32854-13);
- манометры для местной индикации давления.
На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный № 22257-01) в комплекте с преобразователем измерительным 644 (регистрационный № 14683-04);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля показателей качества нефти, а также отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517-2012.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный № 52638-13);
- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 (регистрационный № 15642-06);
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (регистрационный № 14557-05);
- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 (регистрационный № 22214-01);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65 (регистрационный № 22257-01) в комплекте с преобразователем измерительным 644 (регистрационный № 14683-04);
- два автоматических пробоотборника Проба-1М для автоматического отбора проб;
- пробоотборник ручной с диспергатором по ГОСТ 2517-2012 для ручного отбора проб;
- место для подключения пикнометрической установки и устройства определения свободного газа;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (регистрационный № 19240-05), осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, два автоматизированных рабочих места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «FORWARD», оснащенных монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.
Поверку и контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) счетчиков-расходомеров массовых проводят с помощью блока поверочной установки (далее - БПУ), расположенного на одной площадке с СИКН и включающего в себя следующие СИ и технические средства:
- установка трубопоршневая «Сапфир М»-300 (регистрационный № 23520-02);
- два преобразователя давления измерительные 3051 (регистрационный № 14061-04);
- два термопреобразователя сопротивления платиновых серии 65 (регистрационный № 22257-01) в комплекте с преобразователями измерительными 644 (регистрационный № 14683-04);
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и КМХ счетчиков-расходомеров массовых и поверки установки трубопоршневой «Сапфир М»-300 по передвижной ПУ.
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти (т/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (мм /с) нефти, объемной доли воды в нефти (%);
- поверку и КМХ счетчиков-расходомеров массовых по БПУ, КМХ счетчиков-расходомеров массовых, установленнх на рабочих ИЛ, по счетчику-расходомеру массовому, установленному на резервно-контрольной ИЛ;
- поверку установки трубопоршневой «Сапфир М»-300 по передвижной ПУ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения оттисков клейм или наклеек на эти СИ в соответствии с методиками поверки для данных СИ.
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 (далее - ИВК). К метрологически значимой части ПО ИВК относится исполняемый файл ИВК под управлением ПО обеспечивает измерение, контроль и преобразование входных электрических сигналов, поступающих от измерительных преобразователей в составе СИКН, проведение вычислительных операций согласно заложенным алгоритмам, создание и ведение архивов данных.
К ПО верхнего уровня относится комплекс ПО верхнего уровня «FORWARD», выполняющее следующие функции: прием данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Комплекс ПО верхнего уровня «FORWARD» не содержит метрологически значимую часть ПО.
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;
- механическим опломбированием ИВК;
- ведением внутреннего журнала фиксации событий.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | oil mm |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 351.2.1 |
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон массового расхода, т/ч | от 52,7 до 175,6 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Вязкость измеряемой среды кинематическая в рабочем диапазоне температуры, мм2/с | от 5 до 60 |
| Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 | от 810 до 950 |
| Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +5 до +40 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Содержание свободного газа, % | не допускается |
| Рабочий диапазон давления измеряемой среды в СИКН, МПа | от 0,4 до 1,6 |
| Количество измерительных линий, шт | 3 (2 рабочих, 1 резервноконтрольная) |
| Режим работы СИКН | периодический |
| Наименование характеристики | Значение |
| Напряжение питания сети, В | 400±40/230±23 |
| Частота питающей сети, Гц | 50±0,4 |
| Габаритные размеры СИКН (ДхШхВ), мм, не более: | 12 000х6 000х3 050 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -40 до +50 95 от 96 до 104 |
| Срок службы, лет, не менее | 15 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
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 № 623 ПСП «Лопатино» ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ - ТЕРМИНАЛ», зав. № 118 | 1 шт. | |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 623 ПСП «Лопатино» ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ - ТЕРМИНАЛ». Методика поверки | НА.ГНМЦ.0197-17 МП | 1 экз. |
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0197-17 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 623 ПСП «Лопатино» ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ - ТЕРМИНАЛ». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 17.11.2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 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 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКН;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
приведены в документе МН 798-2017 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 623 ПСП «Лопатино»
ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ - ТЕРМИНАЛ», аттестованном ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» (свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-078/01-2017 от 10.04.2018 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 623 ПСП «Лопатино» ООО «САМАРАТРАНСНЕФТЬ -ТЕРМИНАЛ»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 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»
