Номер по Госреестру СИ: 80086-20
80086-20 Система измерений количества и показателей качества нефти № 262 на ПСП "Покровка" АО "Самаранефтегаз"
( )
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 262 на ПСП «Покровка» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для определения количества и показателей качества нефти при учетных операциях между АО «Самаранефтегаз» (сдающая сторона) и Самарским районным нефтепроводным управлением АО «Транснефть -Приволга» (принимающая сторона) на ПСП «Покровка».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютере АРМ оператора системы с ПО «Rate АРМ оператора УУН».
ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ИМЦ-03» (далее -ИВК), свидетельство о метрологической аттестации алгоритма РХ.351.02.01.00 АВ и программы обработки результатов измерений массы нефти № 2301-5-188 от 25 мая 2009 г., выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева».
К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса «Rate АРМ оператора УУН», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется СИКН, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации ПО № 20902-11 от 27 декабря 2011 г., свидетельство о об аттестации алгоритмов вычислений «Rate АРМ оператора УУН» № 21002-11 от 27 декабря 2011 г., выданы ФГУП «ВНИИР».
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, непреднамеренных и преднамеренных изменений алгоритмов и установленных параметров разграничением прав доступа пользователей с помощью системы паролей, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКН для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров в ПО СИКН обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от изменения путем кодирования.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКН представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
ПО АРМ оператора |
ПО ИВК | |
Идентификационное наименование ПО |
«Rate АРМ оператора УУН» |
ИВК ИМЦ-03 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3.1.1 |
351.1.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
B6D270DB |
не отображается |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
- |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийИнструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 262 и резервной схемой учета на ПСП «Покровка» АО «Самаранефтегаз», утверждена филиалом «Макрорегион Поволжье» ООО ИК «СИБИНТЕК» в г. Самара 08 февраля 2019 г. Регистрационный номер ФР.1.29.2019.34375.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 262 на ПСП «Покровка» АО «Самаранефтегаз»
Приказ Росстандарта от 7 февраля 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 Минэнерго России от 15 марта 2016 г. № 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
Поверка
Поверка осуществляется по документу «Рекомендация. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 262 на ПСП «Покровка» АО «Самаранефтегаз». Методика поверки» М 12-058-2020, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 08 июля 2020 г.Основные средства поверки:
-
- рабочий эталон 1 разряда в соответствии с приложением к приказу Росстандарта от 7 февраля 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» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки ТПУ из состава СИКН в рабочем диапазоне измерений;
-
- установка трубопоршневая поверочная двунаправленная 2-го разряда Smith Meter® «Bi-Di Prover», регистрационный номер 49950-12, 2-й разряд в соответствии с Государственной поверочной схемой, утвержденной приказом Росстандарта от 07 февраля 2018 г. № 256 в диапазоне объемного расхода, необходимого для поверки ПР из состава СИКН;
-
- рабочий эталон единицы плотности в соответствии с Государственной поверочной схемой, утвержденной приказом Росстандарта от 1 ноября 2019 г. № 2603 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений плотности;
-
- средства поверки в соответствии с документами на СИ, входящие в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений и измерительных каналов с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Изготовитель
Акционерное общество «Самаранефтегаз» (АО «Самаранефтегаз»)ИНН 6315229162
Адрес: 443071, г. Самара, Волжский проспект, д. 50
Телефон: 8 (846) 3330232, факс: 8 (846) 3334508
Web-сайт: http://samng.ru
E-mail: info@samng.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)Адрес: 443013, г. Самара, проспект Карла Маркса, д. 134
Телефон(факс): 8 (846) 3360827
Web-сайт: http://samaragost.ru
E-mail: referent@samaragost.ru
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
В состав СИКН входят измерительные каналы (ИК), определение метрологических характеристик которых осуществляется комплектным способом при проведении поверки СИКН.
В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1, которые могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты указанного утвержденного типа.
Таблица 1 - Состав СИКН
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, модель CMF300 (далее - ПР) |
13425-06 |
Преобразователи давления измерительные 2088 |
16825-08 |
Датчики давления 1151, модель DP |
13849-04 |
Преобразователи измерительные 644 |
14683-04 |
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 |
22257-05 |
Датчики температуры 644 |
39539-08 |
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-05 |
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 |
15644-06 |
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829 |
15642-06 |
Преобразователи расхода жидкости турбинные серии Smith Guardsman LB |
12750-05 |
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 |
19240-05 |
Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная 2-го разряда Smith Meter® «Bi-Di Prover» (далее - ТПУ) |
49950-12 |
Сведения об измерительных компонентах, находящихся на хранении и не
включенных в таблицу 1 приведены в таблице 2
Таблица 2 - Измерительные компоненты СИКН, находящиеся на хранении
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-15 |
Преобразователи измерительные 644 |
14683-09 |
В состав СИКН входят показывающие средства измерений:
-
- манометры для местной индикации давления;
-
- термометры для местной индикации температуры.
БИЛ состоит из одной рабочей и одной контрольно-резервной измерительных линий.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012, установленное на входном коллекторе БИЛ.
Блок ТПУ обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят:
-
- комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» с функцией резервирования, осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных;
-
- автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Rate АРМ оператора УУН» с аттестованным программным обеспечением, оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
-
- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
-
- автоматическое измерение контролируемых параметров: температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (мм2/с) нефти, содержания воды (%) 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 счетчиков -расходомеров массовых по стационарной ТПУ с поточным преобразователем плотности;
-
- поверку стационарной ТПУ с применением передвижной поверочной установки 1-го разряда;
-
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
-
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчетов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Пломбировка СИКН осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Комплектность СИКН приведена в таблице 6.
Т аблица 6 - Комплектность СИКН
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 262 на ПСП «Покровка» АО «Самаранефтегаз», заводской № 08 |
- |
1 шт. |
«Инструкция АО «Самаранефтегаз» по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 262 приемо-сдаточного пункта |
П4-04 И-016 ЮЛ- 035 |
1 экз. |
Наименование |
Обозначение |
Количество |
«Покровка» | ||
«Рекомендация. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 262 на ПСП «Покровка» АО «Самаранефтегаз». Методика поверки» |
М 12-058-2020 |
1 экз. |
Сведения об измерительных каналах (далее - ИК) с комплектным способом определения метрологических характеристик приведены в таблице 4.
Таблица 4 - ИК с комплектным способом, определения метрологических характеристик
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав ИК |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
Первичный измерительный преобразовател ь |
Вторичная часть | ||||
1, 2 |
ИК измерения массового расхода нефти |
2 (измерительные линии рабочая и контрольнорезервная в БИЛ и в СОИ) |
счетчик-расходомер массовый Micro Motion, модель CMF300 |
комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (два компьютера - основной и резервный) |
± 0,25 % для рабочей, ± 0,20 % для контрольнорезервной (относительная) |
3 |
ИК плотности нефти |
1 (БИК и СОИ) |
преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 |
комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (два компьютера - основной и резервный) |
± 0,3 кг/м3 (абсолютная) |
4 |
ИК ТПУ |
1 (ТПУ и СОИ) |
установка трубопоршневая поверочная двунаправленн ая 2-го разряда Smith Meter® «Bi-Di Prover» |
комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (два компьютера - основной и резервный) |
± 0,1 % (относительная) |
Метрологические характеристики СИКН приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Метрологические характеристики
Наименование |
Значение |
Минимальная масса нефти за час, т |
18 |
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч |
от 18 до 60 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
Пределы допускаемой относительной погр ешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 6.
Таблица 6 - Основные технические характеристики
Наименование |
Значение |
Температура окружающего воздуха в блок -боксе с технологической частью СИКН, °С |
от -5 до +40 |
Параметры электрического питания:
|
380±38 трехфазное; 220±22 однофазное 50±1 |
Наименование |
Значение |
Средний срок службы, лет |
20 |
Измеряемая среда со следующими параметрами: |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
от 0,15 до 1,60 от +5 до +40 не более 30 от 800 до 880 0,5 |
|
100 0,05 66,7 (500) не допускается |
Режим работы СИКН |
непрерывный |
Режим управления:
|
автоматизированный и ручной ручной |
Класс взрывоопасной зоны ПУЭ/ГОСТ 30852.9:
|
В-1а/ класс 2 |
Категория по взрывопожарной и пожарной опасности по СП 12.13130.2009:
|
А Д |
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды» |
У3 |
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |