| Номер в госреестре | 73005-18 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) УПН "Красноярка" - выход |
| Изготовитель | ООО "Метрология и автоматизация", г. Самара |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) УПН «Красноярка» - выход (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного измерения и учета товарной нефти, перекачиваемой с УПН «Красноярка» на НПС «Похвистнево».
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - МНР). 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 фильтров, блока измерительных линий (далее -БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
Блок фильтров состоит из двух линий (рабочая и резервная). На каждой линии установлены следующие средства измерений (далее - СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- два датчика давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- манометры для местной индикации давления.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
На входном коллекторе установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 350 (далее - МПР) (регистрационный № 45115-16);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- два пробоотборника автоматических «Стандарт-А» для автоматического отбора проб;
- пробоотборник ручной «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;
- место для подключения плотномера, пикнометрической установки и УОСГ-100;
- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) МНР по передвижной ПУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (регистрационный № 43239-15), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), 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 КМХ МПР по передвижной ПУ, КМХ МПР, установленого на рабочей ИЛ, по МПР, установленному на контрольно-резервной ИЛ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
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 знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»).
К ПО верхнего уровня относится программа автоматизированного рабочего места -«Rate АРМ оператора УУН» (далее - АРМ оператора), выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов, вычисления массы нетто нефти.
ПО СИКН защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения СИКН.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| АРМ оператора | ОКТОПУС-Л | |
| Идентификационное наименование ПО | «Rate АРМ оператора УУН» | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3.1.1 | 6.10 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | B6D270DB | 24821СЕ6 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 | CRC-32 |
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч (м3/ч) | от 51 до 158 (от 57 до 180) |
| 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 |
| Плотность измеряемой среды при стандартных условиях, кг/м3 | от 870 до 877 |
| Температура измеряемой среды, °С | от +16 до +45 |
| Давление измеряемой среды, МПа | от 0,9 до 3,2 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Электропитание (трехфазное), В/Гц | 380/50; 220/50 |
| Г абаритные размеры СИКН (ДхШхВ), мм, | 11000х3000х2900 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - температура воздуха в помещении блочно-модульного здания блока технологического, °С - температура воздуха в операторной, °С | от -40 до +50 от +15 до +50 от +15 до +25 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Средний срок службы, лет | 10 |
| 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 (СИКН) УПН «Красноярка» - выход | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) УПН «Красноярка» - выход. Методика поверки | НА.ГНМЦ.0210-18 МП | 1 экз. |
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0210-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) УПН «Красноярка» - выход. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 26.04.2018 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 СИ, входящих в состав
СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
представлены в документе «Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) на УПН «Красноярка» - выход ПАО «Оренбургнефть», аттестованном ООО «Метрология и Автоматизация» (свидетельство об аттестации № 37-RA.RU.311956-2018 от 02.04.2018г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) УПН «Красноярка» - выход
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»
Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15.03.2016 г. № 179 «Перечень измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
