|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти 3 на ЛПДС "Ярославль" ООО "Транснефть - Балтика" |
| Обозначение типа | |
| Производитель | АО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 1 год |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 01 |
| Назначение | Система измерений количества и показателей качества нефти №3 на ЛПДС «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматического измерения массы брутто нефти, определения показателей качества нефти и автоматизированного измерения массы нетто нефти при учетных операциях.
|
| Описание | Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений с применением преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из трех рабочих и двух резервных измерительных линий (ИЛ).
В состав каждой ИЛ входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №)) и технические средства:
- преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N (регистрационный № 15427-01, № 15427-06) с пределами допускаемой относительной погрешности измерения объема не более ±0,15%;
- преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационный № 14061-99, № 14061-15) с пределами допускаемой приведенной погрешности измерения давления не более ±0,5%;
- преобразователь измерительный 644, 3144Р (регистрационный № 14683-04, № 14683-09) или преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный №53211-13), либо датчик температуры 644, 3144Р (регистрационный № 39539-08) с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры не более ±0,2 °С;
- манометры для местной индикации давления с классом точности не ниже 0,6;
- термометры для местной индикации температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры не более ±0,2 °С.
БИК выполняет функции оперативного контроля и 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 входном коллекторе СИКН.
В состав БИК входят следующие СИ и технические средства:
- преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационный № 14061-99, № 14061-15) с пределами допускаемой приведенной погрешности измерения давления не более ±0,5%;
- преобразователь измерительный 644, 3144Р (регистрационный № 14683-04, № 14683-09) или преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный №53211-13), либо датчик температуры 644, 3144Р (регистрационный № 39539-08) с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры не более ±0,2 °С;
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (регистрационный № 15644-01) с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти не более ±0,3 кг/м3;
- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 (регистрационный № 15642-01, № 15642-06) с пределами допускаемой приведенной погрешности измерений вязкости нефти не более ±1,0 %;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-01, № 14557-15) с пределами допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти не более ±0,05%;
- анализатор серы ASOMA 682T-HP-EX (регистрационный № 50181-12) с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массовой доли серы в нефти не более±5,0 %;
- система смешивания и отбора проб соответствующая требованиям ГОСТ 2517-2012;
- ручное пробоотборное устройство по ГОСТ 2517-2012;
- расходомер для местной индикации объемного расхода нефти с пределами допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода нефти в БИК не более ±5,0 %;
- манометры для местной индикации давления с классом точности не ниже 0,6;
- термометры для местной индикации температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры не более ±0,2 °С.
В состав СОИ системы входят следующие СИ и технические средства:
- контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (регистрационный № 38623-11) с пределами допускаемой относительной погрешности при вычислении расхода, объема и массы нефти не более ±0,01%;
- преобразователь измерительный постоянного тока ПТН-Е2Н (регистрационный № 42693-09);
- автоматизированные рабочие места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos»), оснащенного 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 объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);
- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (мм2/с), содержания воды в нефти (%), содержания серы в нефти (%);
- вычисление массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователя расхода по стационарной поверочной установке;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
|
| Программное обеспечение | СИКН имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в контролерах и в автоматизированных рабочих местах оператора.
Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее – контроллеров) приведены в таблице 1.
Идентификационные данные ПО ПК «Cropos» оператора приведены в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 – Идентификационные данные основного и резервного контроллеров
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Linux Binary.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.09с | | Цифровой идентификатор ПО | 4a02 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Таблица 2 – Идентификационные данные ПО ПК «Cropos»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ПК «CROPOS» | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 | | Цифровой идентификатор ПО | A1C753F7 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 3 – Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч | от 350* до 4800 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 | | * При вязкости нефти от 43 до 65 мм2/с минимальное значение расхода составляет 400 м3/ч, при вязкости от 66 до 90 мм2/с - 500 м3/ч, при вязкости от 91 до 140 мм2/с – 667 м3/ч, при вязкости от 141 до 200 мм2/с - 533,6 м3/ч. |
Таблица 4 – Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных линий, шт. | 5 (3 рабочие, 2 резервные) | | Избыточное давление нефти, МПа | от 0,2 до 1,6 | | Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 | | Параметры рабочей среды: | | | - температура, °С | от +1 до +40 | | - плотность, кг/м3 | от 850 до 950 | | - кинематическая вязкость, мм2/с | от 9 до 200 | | - давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) | | - массовая доля воды, %, не более | 1,0 | | - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 300 | | - массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | | - массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 100 |
Продолжение таблицы 4
| Наименование характеристики | Значение | | - массовая доля серы, %, не более | 5,0 | | - массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более | 100 | | - содержание свободного газа | не допускается | | Режим работы системы | непрерывный | | Режим управления:
- запорной арматурой блока измерительных линий | автоматизированный /ручной | | - регуляторами расхода | автоматический/ручной | | Параметры электропитания:
- напряжение питания сети, В | 380±38, трехфазное/
220±22, однофазное | | - частота питающей сети, Гц | 50±0,5 | | Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, (С | от -40,0 до +40,0 | | Средний срок службы, лет, не менее | 8 | | Средняя наработка на отказ, час | 20 000 |
|
| Комплектность |
Таблица 5 – Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество | | Система измерений количества и показателей качества нефти №3 на ЛПДС «Ярославль» ООО «Транснефть – Балтика», зав. № 01 | - | 1 шт. | | Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. | | Методика поверки | НА.ГНМЦ.0378-19 МП | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0378-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №3 на ЛПДС «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 02.08.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-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;
- 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.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №3 на ЛПДС «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика»
Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. 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 Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 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
|
| Заявитель |
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
ИНН 0278005403
Адрес: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, д. 24
Телефон: +7 (347) 292-79-10, +7 (347) 292-79-11, +7 (347) 279-88-99, 8-800-700-78-68
Факс: +7 (347) 228-80-98, +7 (347) 228-44-11
Web-сайт: www.nefteavtomatika.ru
E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru
|
| Испытательный центр | Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а
Телефон: +7 (843) 567-20-10, 8-800-700-78-68
Факс: +7 (843) 567-20-10, 8-800-700-78-68
E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru
Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.
| |
