Номер по Госреестру СИ: 56740-14
56740-14 Система измерений количества и показателей качества нефти № 822 ПСП "Чикшино" ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества № 822 ПСП «Чикшино» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ТИП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и ОАО «Северные магистральные нефтепроводы».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (далее - контроллеров), свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 1551014-06 от 12.12.2006 ФГУП ВНИИР. К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.
К ПО верхнего уровня относится ПО програмного комплекса «Cropos», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-086/04-2013 от 10.04.2013 г., выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО програмный комплекс «Cropos» относятся файлы «doc.exe», «poverka.exe», «dens.exe», «reportdaniael.exe».
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 «С» в соответствии с МИ 3286-2010. Идентификационные данные ПО, входящего в состав СИКН:
Идентификаци-онное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационн ый номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Другие идентификационные данные |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
doc.exe |
- |
B68DC7B3 |
- |
CRC-32 |
poverka.exe |
- |
F9ED7025 |
- |
CRC-32 |
dens.exe |
- |
8172E8D6 |
- |
CRC-32 |
reportdaniael.exe |
- |
FB3F360E |
- |
CRC-32 |
CHik 181109 (FloBoss S600) |
525 |
ebbc |
- |
CRC-32 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 822 ПСП «Чикшино» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 822 ПСП «Чикшино» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»
-
1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
-
2. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденны приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений:
осуществление торговли и товарообменных операций.
Поверка
Поверка:осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0030-13 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 822 ПСП «Чикшино» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 12.04.2013 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
-
- установка поверочная на базе весов ОГВ или эталонных мерников 1-го разряда;
-
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);
-
- рабочий эталон 1-го раз3ряда по ГОСТ 8.024-2002 с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,1 кг/м3;
-
- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти
УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);
-
- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);
-
- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).
Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.
Изготовитель
:Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»)
450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24
тел/факс (347) 228-81-70
Испытательный центр
: Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань, 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а;Тел/факс: (843) 295-30-47; 295-30-96;
E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru
СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа), из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 87.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений - с помощью расходомеров массовых.
Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока поверочной установки (ПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БФ состоит из двух фильтров сетчатых с быстросъемной крышкой МИГ-ФБ-150-6,3 с установленными на них следующими средства измерений (номер по Госреестру):
-
- два преобразователя давления измерительные модели 3051 CD (№ 14061-04);
-
- манометры на входе и выходе каждого фильтра.
БИЛ состоит из двух блоков - БИЛ1 и БИЛ2. В состав БИЛ1 входят: две рабочие измерительные линии (ИЛ) DN150, входной и выходной коллекторы DN200 и линия подключения от ПУ DN150. В состав БИЛ2 входят: одна резервная ИЛ DN150, входной и выходной коллекторы DN200 и линия подключения от ПУ DN150. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений:
-
- счетчик-расходомер массовый типа Micro Motion модели CMF300 (№ 13425-06);
-
- преобразователь давления измерительный 3051TG (№ 14061-04)
-
- преобразователь измерительный 644 (№14683-04) в комплекте с
термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-05);
-
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
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 2517-85, установленное на выходном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
-
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (№ 15644-01);
-
- два влагомера поточных мод. L (№ 25603-03);
-
- преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-04);
-
- преобразователь измерительный 644 (№14683-04) в комплекте с
термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-05);
-
- два пробоотборника нефти автоматических Jiskoot 210EH Cell Sampler;
-
- пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р-50» с диспергатором;
-
- манометр и два термометра для местной индикации давления и температуры;
Блок ПУ состоит из установки трубопоршневой «SYNCROTRAK» (далее-ТПУ) (№ 28232-04); в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИК, и обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических расходомеров массовых.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss модели S600 (Госреестр № 38623-08) осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора (далее - АРМ) (основное и резервное) на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных 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 массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
-
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
-
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (сСт) 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 расходомеров массовых по стационарной поверочной установке в комплекте с поточным перобразователем плотности;
-
- поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;
-
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
-
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
-
1. Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКН.
-
2. Инструкция по эксплуатации СИКН.
Лист № 4 Всего листов 5
-
3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 822 ПСП «Чикшино» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Методика поверки».
Рабочая среда нефть по |
ГОСТ Р 51858-2002; |
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
от 50 до 350; |
Рабочий диапазон температуры нефти, °С |
от + 30 до + 55; |
Рабочий диапазон давления нефти, МПа |
от 0,1 до 6,3; |
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 |
от 801,3 до 830,0; |
Рабочий диапазон вязкости нефти, мм2/с |
от 4,99 до 12,46; |
Объемная доля воды в нефти, %, не более |
0,5; |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С |
±0,2; |
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % |
±0,5; |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 |
±0,3; |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25; |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35; |