| Номер в госреестре | 81026-21 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС, АО "Транснефть - Западная Сибирь" |
| Изготовитель | Акционерное общество "Нефтеавтоматика" (АО "Нефтеавтоматика"), Республика Башкортосстан, г. Уфа |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между АО «Транснефть - Западная сибирь» и АО «Транснефть - Сибирь».
Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.
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 измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла регулирования давления. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов DN700, 4-х рабочих, 2-х резервных измерительных линий (ИЛ) DN250 и 1 контрольной ИЛ DN400. В каждой из рабочих и резервных ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства:
-фильтр сетчатый с быстросъемной крышкой МИГ-ФБ 250, в комплекте с преобразователем давления измерительным EJX110 (регистрационный номер государственного реестра средств измерений (далее - регистрационный №) 28456-09);
-преобразователь расхода турбинный модели RQ-250 (регистрационный №14070-03) либо преобразователь расхода турбинный HTM 10 (регистрационный №56812-14);
-преобразователь давления измерительный EJX530A (регистрационный №28456-09); -преобразователь измерительный температуры 644 (регистрационный №14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 065 (регистрационный №22257-11);
-запорная арматура.
В состав БИЛ также входят показывающие средства измерений давления и температуры утвержденных типов.
В состав контрольной ИЛ входят:
-счетчик (преобразователь) объема жидкости эталонный лопастной Smith Meter модели LM16-S3 (регистрационный №18307-99);
-преобразователь давления измерительный EJX530A (регистрационный №28456-09);
-преобразователь измерительный температуры 644 (регистрационный №14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 065 (регистрационный №22257-11);
-запорная арматура.
В состав контрольной ИЛ также входят показывающие средства измерений давления и температуры утвержденных типов.
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров качества нефти, а также 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 выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
-два насоса прокачки нефти через БИК (рабочий и резервный);
-пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;
-два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (рабочий и резервный (регистрационный №52638-13);
-два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных 7829 (рабочий и резервный) (регистрационный №15642-06);
-два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (рабочий и резервный) (регистрационный №14557-10);
-преобразователь давления измерительный EJX530A (регистрационный №28456-09); -преобразователь измерительный температуры 644 (регистрационный №14683-09) в комплекте с платиновым термометром сопротивления 065 (регистрационный №22257-11);
- анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти при высоком давлении NEX XT (регистрационный №47395-11);
-преобразователь расхода жидкости ультразвуковой UFM 3030 (регистрационный №48218-11);
-две системы автоматического пробоотбора Clif Mock;
-пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт-Р»;
- термостатируемый цилиндр;
- место для подключения пикнометрической установки и устройства для определения содержания свободного газа в нефти.
В состав БИК также входят показывающие средства измерений давления и температуры утвержденных типов.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных Floboss S600 + (Зав. №№ 20029747, 20029748), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos») (основное и резервное) на базе персонального компьютера, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Проведение поверки преобразователей расхода, установленных в рабочих, резервных и контрольной ИЛ, проводят с помощью стационарной установки поверочной трубопоршневой (далее - ТПУ) двунаправленной 1-го разряда с диапазоном расходов нефти от 21 до 1775 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 % в комплекте с преобразователями давления, температуры, манометрами и термометрами.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
Пломбировка преобразователей расхода осуществляется с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия шпилек, расположенных на диаметрально противоположных фланцах.
Пломбировка контроллера осуществляется с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочной проволоке, пропущенной через специальные отверстия, предусмотренные на корпусе контроллера.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
-автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне расходов по измерительной линии и в целом по СИКН;
-автоматическое измерение температуры, давления, плотности, динамической вязкости нефти, объемной доли воды и серосодержания в нефти;
- автоматическое вычисление массы брутто нефти по результатам измерений объемного расхода, плотности, температуры и давления нефти;
- автоматическое вычисление кинематической вязкости нефти, массовой доли воды;
-вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений в БИК и в
испытательной лаборатории содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода по стационарной ТПУ;
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода турбинных, установленных в рабочих и резервных ИЛ, по счетчику (преобразователю) объема жидкости эталонному лопастному Smith Meter модели LM16-S3, установленному в контрольной ИЛ;
- автоматический отбор объединенной пробы рабочей среды;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи, паспортов качества.
СИКН имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600+ и в ПО ПК «Cropos».
ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров). К ПО верхнего уровня относится ПО ПК «Cropos».
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;
- ведением внутреннего журнала фиксации событий.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ и АРМ оператора приведены в таблице 1.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК и А | 3М оператора | |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Контроллеры FloBoss S600+ | ПК «Cropos» | |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app | metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.25 | 1.37 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0х1990 | DCB7D88F |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC16 | CRC32 |
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч | от 380 до 4800 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик
| Номер ИК | Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерени й | Пределы допускаемой погрешности ИК | |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторичная часть | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ИК объемного расхода нефти | 1 (ИЛ1) | счетчик (преобразователь) объема жидкости эталонный лопастной Smith Meter модели LM16-S3 | Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | от 380 до 2000 м3/ч | ±0,1 % (относительна я) |
| ^ ^ Ч t- 2 , 5 , | ИК объемного расхода нефти | 6 (ИЛ 2, ИЛ 3, ИЛ 4, ИЛ5, ИЛ 6, ИЛ 7) | преобразователь расхода турбинный модели RQ-250, преобразователь расхода турбинный HTM 10 | Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | от 380 до 1800 м3/ч от 380 до 2000 м3/ч | ±0,15 % (относительна я) |
| 8 43 | ИК силы тока | 36 (СОИ) | - | Аналоговые входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 4 до 20 мА | ±0,04 % (приведенная) |
| 44 52 | ИК частоты | 9 (СОИ) | - | Частотные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 1 до 10000 Гц | ±0,1 Гц (абсолютная) |
| 53 64 | ИК количества импульсов | 12 (СОИ) | - | Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 1 до 16106 имп. (диапазон частот от 1 до 10000 Гц) | ±1 имп. (абсолютная, на каждые 10000 имп.) |
| Номер ИК | Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерени й | Пределы допускаемой погрешности ИК | |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторичная часть | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 65 71 | ИК вычисления расхода, объема и массы | 7 (СОИ) | - | Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | - | ±0,01 % (относительна я) |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Количество измерительных линий, шт. | 7 (4 рабочие, 2 резервные, 1 контрольная) |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3 - давление, МПа - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - содержание свободного газа - вязкость кинематическая, мм2/с | от 750 до 950 от 0,24 до 1,6 от минус 10 до + 25 1,0 не допустимо от 0,5 до 50,01) |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38, 220±22 50±0,4 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С | от минус 32 до +40 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
| Режим работы СИКН | Непрерывный с периодическими остановками |
| 1) - в процессе эксплуатации изменение значения вязкости нефти от значения вязкости нефти при проведении поверки ТПР не должно превышать ± 15 мм2/с. | |
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 № 96 Омской ЛПДС АО «Транснефть -Западная Сибирь», зав. № 01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0496-20 МП | 1 экз. |
представлены в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС. МН 456-2014». Номер в реестре ФР.1.29.2014.19151.
ГОСТ 8.587-2019 «Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений».
Приказ Минэнерго России № 179 от 15.03.2016 г. «Об утверждении перечня 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».
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 2018г. №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».
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
