Номер по Госреестру СИ: 70118-18
70118-18 Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП "Муханово" АО "Самаранефтегаз"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и определения показателей качества нефти при учетных операциях между АО «Самаранефтегаз» (сдающая сторона) и Бугурусланским районным нефтепроводным управлением АО «Транснефть-Приволга» (принимающая сторона) на ПСП «Муханово».
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. ПО системы реализовано в ИВК и компьютере АРМ оператора системы с ПО «Rate АРМ оператора УУН». Идентификационные данные ПО системы представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
ПО АРМ оператора |
ПО ИВК | |
Идентификационное наименование ПО |
«Rate АРМ оператора УУН» |
oil tm.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3.1.1 |
342.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
B6D270DB |
1FEEA203 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
CRC32 |
Программное обеспечение (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 программного обеспечения ИВК № ПО-2550-03-2011, выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 14 января 2011 г.
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 система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27 декабря 2011 г., выдано 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 системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров в ПО системы 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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз», МИ 26.51.43/12-012-631101012306-2017, утверждена ФБУ «Самарский ЦСМ» в г. Самара 19 мая 2017 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО « Самаранефтегаз»
МИ 3532-2015 Рекомендация. ГСИ. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти.
МИ 3002-2006 Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок.
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу М 12-051-2017 «Рекомендация. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 19 мая 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Изготовитель
Открытое акционерное общество «ОЭГ «Петросервис» (ОАО «ОЭГ «Петросервис»)
ИНН 7710473879
Адрес: 127422, г. Москва, Дмитровский проезд, д. 10
Телефон: 8 (495)6096288
Заявитель
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, пр. Карла Маркса, д. 134
Телефон(факс): 8 (846) 3360827
Web-сайт: http://samaragost.ru
E-mail: referent@samaragost.ru
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры, давления и системы обработки информации.
Конструктивно СИКН состоит 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. БИЛ состоит из двух рабочих и двух резервных 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 преобразователей расхода жидкости турбинных.
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, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Перечень средств измерений и вспомогательных устройств, входящих в состав СИКН, приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Средства измерений и вспомогательное оборудование, входящие в состав СИКН
Средства измерений и вспомогательные устройства в составе СИКН |
Количество, шт. |
Диапазон измерений |
Регистрационный номер |
Место установки |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM |
4 |
В соответствии с результатами поверки |
16128-01 16128-06 16128-10 64583-16 |
БИЛ |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Преобразователь |
4 |
от 0 до 2 МПа |
20729-03 |
БИЛ |
давления |
40494-09 | |||
измерительный серии |
47454-11 | |||
40 JUMO dTRANS p02 |
56239-14 | |||
Преобразователь |
4 |
от 0 до 400 кПа |
20729-03 | |
давления |
40494-09 | |||
измерительный серии |
47454-11 | |||
40 JUMO dTRANS p02 DELTA |
56239-14 | |||
Преобразователь |
4 |
от 0 до +50 °С |
24931-03 | |
измерительный |
24931-08 | |||
сигналов от термопар и термопреобразователей | ||||
сопротивления dTRANS T01 | ||||
Манометр для точных измерений МТИ 1216 |
12 |
от 0 до 1,6 МПа |
1844-63 | |
Термометр ртутный |
4 |
от 0 до +55 °С |
303-91 | |
стеклянный | ||||
лабораторный ТЛ-4 № 2 | ||||
Пробозаборное |
1 |
- |
- |
На входном |
устройство |
коллекторе | |||
Преобразователь |
2 |
от 0 до 2 МПа |
20729-03 |
На входном и |
давления |
40494-09 |
выходном | ||
измерительный серии |
47454-11 |
коллекторах | ||
40 JUMO dTRANS p02 |
56239-14 | |||
Преобразователь |
1 |
от 0 до 2 МПа |
14061-04 |
Перед |
давления |
14061-10 |
регулятором | ||
измерительный 3051 |
14061-15 |
давления | ||
Преобразователь |
1 |
от 0 до +50 °С |
24931-03 |
На выходном |
измерительный |
24931-08 |
коллекторе | ||
сигналов от термопар и термопреобразователей | ||||
сопротивления dTRANS T01 | ||||
Манометр для точных |
3 |
от 0 до 1,6 МПа |
1844-63 |
На входном, |
измерений МТИ 1216 |
выходном | |||
коллекторах и | ||||
перед | ||||
регулятором | ||||
давления | ||||
Влагомер нефти |
2 |
от 0,01 |
14557-05 |
БИК |
поточный УДВН-1 пм |
до 2,00 % |
14557-10 14557-15 | ||
Преобразователь |
2 |
от 300 |
15644-01 | |
плотности жидкости |
до 1100 кг/ м3 |
15644-06 | ||
измерительный 7835 |
52638-13 |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Преобразователь давления измерительный серии 40 JUMO dTRANS p02 |
1 |
от 0 до 2 МПа |
20729-03 40494-09 47454-11 56239-14 |
БИК |
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829 |
1 |
от 0,5 до 100,0 сСт |
15642-06 | |
Счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97 |
1 |
В соответствии с результатами калибровки |
22214-01 | |
Преобразователь измерительный сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления dTRANS T01 |
2 |
от 0 до +50 °С |
24931-03 24931-08 | |
Манометр для точных измерений МТИ 1216 |
5 |
от 0 до 1,6 МПа |
1844-63 | |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
2 |
от 0 до +55 °С |
303-91 | |
Автоматический пробоотборник Cliff Mock C-22 |
2 | |||
Устройство для ручного отбора точечных проб с диспергатором по ГОСТ 2517-2012 |
1 | |||
Установка стационарная трубопоршневая поверочная «Прувер-С-500-0,05» |
1 |
В соответствии с результатами поверки |
26293-04 |
ТПУ |
Преобразователь измерительный 644 |
2 |
от 0 до +50 °С |
14683-04 14683-09 63889-16 | |
Термопреобразователь сопротивления платиновый 65 |
2 |
22257-05 22257-11 | ||
Преобразователь давления измерительный 2088 |
2 |
от 0 до 2 МПа |
16825-02 16825-08 | |
Манометр для точных измерений МТИ 1216 |
2 |
от 0 до 1,6 МПа |
1844-63 |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
2 |
от 0 до +55 °С |
303-91 |
ТПУ |
Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-03 |
1 (два вычислителя: основной и резервный) |
19240-05 19240-11 |
СОИ | |
АРМ оператора с ПО «Rate АРМ оператора УУН» |
2 (основной и резервный) |
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 объема и объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/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 преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной поверочной установке;
-
- поверку стационарной ТПУ по передвижной поверочной установке;
-
- 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.
Таблица 5 - Комплектность СИКН
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз», заводской № 01 |
- |
1 шт. |
«Инструкция ОАО «Самаранефтегаз» по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 233 приемосдаточного пункта «Муханово» |
П4-04 И-017 ЮЛ-035 |
1 экз. |
«Рекомендация. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 на ПСП «Муханово» АО «Самаранефтегаз». Методика поверки» |
М 12-051-2017 |
1 экз. |
Метрологические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч |
от 100 до 1200 |
Избыточное давление нефти, МПа |
от 0,3 до 0,7 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Параметры измеряемой среды: | |
- измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
- температура нефти, °С |
от +10 до +40 |
- плотность нефти в рабочих условиях, кг/м3 |
от 830 до 890 |
- кинематическая вязкость нефти, мм2/с |
от 5 до 35 |
Давление насыщенных паров нефти, кПа (мм рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
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 |
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных линий, шт. |
4 (2 рабочие, 2 резервные) |
Режим работы СИКН |
непрерывный |
Режим управления:
|
автоматизированный и ручной автоматизированный и ручной |
Параметры электропитания:
|
380±38 трехфазное; 220±22 однофазное 50±1 |
Класс взрывоопасной зоны ПУЭ/ГОСТ 30852.9:
|
В-1 а/ класс 2 В-1 г/ класс 2 |
Категория по взрывопожарной и пожарной опасности по СП 12.13130.2009:
|
А Ан 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 |
- температура окружающего воздуха в блок-боксе с технологической частью СИКН, °С |
от +5 до +35 |
Срок службы, лет, не менее |
20 |