49320-12: Система измерений количества и показателей качества нефти №5 нефтепровода "Ухта-Ярославль" на ЛПДС "Ярославль" ООО "Балтнефтепровод"

Основные данные
Госреестр № 49320-12
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти №5 нефтепровода "Ухта-Ярославль" на ЛПДС "Ярославль" ООО "Балтнефтепровод"
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2012
Методика поверки МП 49320-12
Межповерочный интервал 1 год
Страна-производитель  Россия 
Центр сертификации СИ
Наименование ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО "Нефтеавтоматика"
Адрес 420029, г.Казань, ул.Журналистов, 2а
Руководитель Немиров Михаил Семенович
Телефон ()
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Номер сертификата 45859
Тип сертификата (На серию или на партию) Е
Дата протокола Приказ 501 п. 01 от 18.04.2014Приказ 1111 п. 01 от 13.12.2012Приказ 173 от 26.03.12 п.08
Производитель / Заявитель

ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа

 Россия 

450005, Башкортостан, ул.50 лет Октября, 24, тел. (3472) 28-44-36, факс 28-44-11, тел/факс 28-80-98

Скачать

49320-12: Описание типа СИ

Применение

Система измерений количества и показателей качества нефти №5 нефтепровода «Ухта-Ярославль» на ЛПДС «Ярославль» ООО «Балтнефтепровод» (далее - СИКН) предназначена для определения массы нефти при проведении учетных операций по приему нефти от ОАО «Северные МН» в ООО «Балтнефтепровод» и сдаче нефти от ООО «Балтнефтепровод» в ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез».

Подробное описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ООО «УралСофтПроект» (г. Уфа) из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер - 01.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих.

Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности 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 трех рабочих и двух резервных измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

-    преобразователь расхода жидкости турбинный HELIFLU TZ-N (№ 15427-01, № 15427-06);

-    преобразователь давления измерительный 3051 (№ 14061-99, № 14061-10);

-    преобразователь измерительный 644 (№ 14683-00) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (№ 22257-01) либо датчик температуры 644 (№ 39539-08);

-    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 входном коллекторе СИКН. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (номер по Госреестру):

-    преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 (№ 15644-01);

-    преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829 (№ 15642-01, № 15642-06);

-    влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (№ 14557-01);

-    система смешивания и отбора проб Clif Mock;

-    преобразователи давления и температуры, манометры и термометры аналогичные установленным в БИЛ;

-    ручное пробоотборное устройство по ГОСТ 2517-85.

Лист № 2 Всего листов 4

Блок ТПУ состоит из стационарной двунаправленной трубопоршневой поверочной установки для жидкостей Daniel 1-го разряда (Госреестр № 20054-00) в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИЛ и обеспечивает проведение поверки и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных.

В состав СОИ входят:

-    контроллеры измерительные FloBoss S600+ (Госреестр № 38623-11) со встроенным программным обеспечением (далее - ПО), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных;

-    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), 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 ПР 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.

ПО

ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.

К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее -контроллеров), свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров № 01.00284-2010-084/04-2011 от 16.12.2011 ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». 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 ПК «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 № 01.00284-2010-030/07-2011 от

26.05.2011 ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО ПК «Cropos» относится файл «metrology.dll».

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.

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Идентификационный номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

АРМ оператора

ПК «Cropos»

1.0

A1C753F7

CRC32

Конфигурационный файл(основной контроллер)

YRSLVL_DEV_011111

206

1b37

CRC16

Конфигурационный файл (резервный контроллер)

YRSLVL_DEV_011111

206

1b37

CRC16

Технические данные

Рабочая среда    нефть по ГОСТ Р 51858-2002

3    1

Диапазон измерений объемного расхода, м /ч    от 350 до 4800

Рабочий диапазон температуры нефти, оС    от 5 до 40

Рабочий диапазон давления, МПа    от 0,25 до 0,50

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м    от 850 до 890

Рабочий диапазон вязкости кинематической нефти, мм /с    от 15 до 180

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений температуры, оС    ±0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности

измерений давления, %    ±0,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений плотности нефти, кг/м    ±0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти при измерении

влагомером, %    ±0,05

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы брутто нефти, %    ±0,25

-    поверочная установка 1 или 2 разряда по ГОСТ 8.510-2002;

-    устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);

-    плотномер МД-02 (Госреестр № 28944-08);

-    установка для поверки влагомеров УПВ (ТУ 4318-021-25567981-2002);

-    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.

Методы измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №5 нефтепровода «Ухта-Ярославль» на ЛПДС «Ярославль» ООО «Балтнефтепровод», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань

05.08.2011 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2011.10770.

Нормативные и технические документы, распространяющиеся на систему измерений количества и показателей качества нефти №5 нефтепровода «Ухта-Ярославль» на ЛПДС «Ярославль» ООО «Балтнефтепровод»

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», утвержденные приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69.

Рекомендации