49321-12: Система измерений количества и показателей качества нефти №444 на ПСП "Кириши" ООО "Балтнефтепровод"

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №444 на ПСП ┌Кириши√ ООО ┌Балтнефтепровод√ предназначена для определения массы нефти при проведении учетных операций между ООО ┌Балтнефтепровод√ и ООО ┌ПО ┌Киришинефтеоргсинтез√.

Основные данные
Госреестр № 49321-12
Наименование Система измерений количества и показателей качества нефти №444 на ПСП "Кириши" ООО "Балтнефтепровод"
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2012
Методика поверки МП 49321-12
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 45860
Тип сертификата (На серию или на партию) Е
Дата протокола Приказ 173 от 26.03.12 п.09
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

49321-12: Описание типа СИ
478.4 КБ Скачать

Применение

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) №444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод» предназначена для определения массы нефти при проведении учетных операций между ООО «Балтнефтепровод» и ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез».

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 одной резервной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

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

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

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

-    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:

-    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)

KIRISHI_DEV

212

fb8f

CRC16

Конфигурационный файл (резервный контроллер)

KIRISHI_DEV

212

fb8f

CRC16

Технические данные

Рабочая среда

Диапазон измерений объемного расхода, м /ч

Рабочий диапазон температуры нефти, оС

Рабочий диапазон давления, МПа

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м

Рабочий диапазон вязкости кинематической нефти, сСт

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений температуры, С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти при измерении влагомером, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

нефть по ГОСТ Р 51858-2002

*

от 350 до 4800 от 5 до 40 от 0,11 до 0,80 от 850 до 890 от 15 до 70

±0,2

±0,5

±0,3

±0,05

±0,25

* - при вязкости нефти от 43 до 65 сСт минимальное значение расхода составляет 400 м /ч, при вязкости от 66 до 70 сСт - 500 м3/ч.

Утвержденный тип

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплект

1.    Единичный экземпляр СИКН в составе: согласно инструкции по эксплуатации СИКН.

2.    Инструкция по эксплуатации СИКН.

3.    Инструкция. «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод». Методика поверки».

Информация о поверке

осуществляется по документу МП 49321-12 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань

26.09.2011 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

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

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

-    плотномер МД-02 (Г осреестр № 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).

Методы измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №444 на ПСП «Кириши» ООО «Балтнефтепровод», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 20.10.2011 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2011.11012.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №444 на ПСП «Кириши» 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

осуществление торговли и товарообменных операций.