Система измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО "Бугурусланнефть" на ЛПДС "Похвистнево". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО "Бугурусланнефть" на ЛПДС "Похвистнево"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1377 п. 56 от 25.09.2014
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО «Бугурусланнефть» на ЛПДС «Похвистнево» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти при учётно-расчетных операциях между ООО «Бугурусланнефть» и ОАО «Приволжскнефтепровод».

Описание

Измерение массы нефти проводится косвенным методом динамических измерений, реализованным с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователя плотности жидкости и системы обработки информации.

СИКН изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления.

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

Конструктивно СИКН состоит из блока рабочих измерительных линий (БИЛ-1), блока резервных измерительных линий (БИЛ-2), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ-1 состоит из двух рабочих измерительных линий, БИЛ-2 - из одной резервной измерительной линии.

В каждой измерительной линии установлены:

- фильтр тонкой очистки;

- преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM 6” (Госреестр № 16128-01);

- преобразователь давления измерительный 3051TG (Госреестр № 14061-04);

- преобразователь измерительный 244ЕН к датчику температуры (№ 14684-04);

- манометры и термометры.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройств щелевого типа (рабочее или резервное), установленных на выходном коллекторе СИКН. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (номер по Госреестру):

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм (№ 14557-05) (рабочий и резервный);

- преобразователь плотности жидкости измерительный мод. 7835 (№ 15644-06) (рабочий и резервный);

- преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 (№

15642-06);

- измерительные преобразователи давления и температуры нефти, манометры и термометры;

- автоматический пробоотборник Cliff Mock True Cut 2”;

- автоматический пробоотборник «Стандарт-А»;

- ручной пробоотборник «Стандарт-Р»;

- индикатор расхода.

Блок ТПУ состоит из стационарной установки трубопоршневой поверочной «Сапфир-500-4,0» (Госреестр №15355-01) 2-го разряда и обеспечивает поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных. На входном и выходном коллекторах стационарной ТПУ установлены измерительные преобразователи давления и температуры нефти.

Поверка стационарной ТПУ 2-го разряда производится по передвижной ТПУ 1-го разряда.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (Госреестр № 19240-05), который осуществляют сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с аттестованным программным обеспечением, 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:

- измерение в автоматическом режиме массы брутто и объемного расхода нефти;

- измерение в автоматическом режиме температуры, давления и плотности нефти;

- поверку и контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода жидкости турбинных по стационарной ТПУ 2-го разряда;

- поверку стационарной ТПУ 2-го разряда по передвижной ТПУ 1-го разряда;

- ручной и автоматический отбор проб нефти, ввод в СОИ результатов лабораторных анализов проб нефти;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

- формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об отказе системы и ее составных элементах).

Программное обеспечение

Программное обеспечение СИКН содержит средства обнаружения, обозначения и устранения сбоев и искажений, которые нарушают целостность результатов измерений. Метрологически значимое программное обеспечение СИКН защищено от случайных или непреднамеренных изменений, имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Алгоритм вычислений и программа обработки результатов измерений автоматизированного рабочего места оператора «ФОРВАРД» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации № 67909-04 от 18.08.2004 г., ФГУП ВНИИР).

Идентификационные данные программного обеспечения (ПО):

Идентификационное наименование ПО

Идентиф икаци-онный номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

ПО Форвард Комплекс программного обеспечения верхнего уровня

3.2

F41243AA

CRC32

Технические характеристики

Рабочая среда                                            нефть по ГОСТ Р 51858-2002;

Диапазон измерений объемного расхода по СИКН, м3/ч                   от 100 до 1000;

Диапазон измерений температуры, °С                                        от 5 до 30;

Диапазон измерений давления, МПа                                       от 0,3 до 0,6;

Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3                               от 860 до 895;

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений

температуры, °С                                                                    ±0,2;

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %            ±0,5;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы брутто нефти, %                                                         ±0,25;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы нетто нефти, %                                                           ±0,35.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

Наименование

Кол. (шт.)

Единичный экземпляр системы измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО «Бугурусланнефть» на ЛПДС «Похвистнево»

1

Инструкция по эксплуатации

1

Методика поверки

1

Поверка

осуществляется по документу МП 58532-14 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО «Бугурусланнефть» на ЛПДС «Похвистнево». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 05.12.2013 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

Основное поверочное оборудование:

- 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 (Госсреестр № 28944-08);

- 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).

Сведения о методах измерений

Выполнение измерений массы нефти производят в соответствии с методикой измерений регламентированной в документе МН 098-2010 «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 243 ООО «Бугурусланнефть» на ЛПДС «Похвистнево», аттестованной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика», ФР.1.29.2011.09937.

Лист № 4

Всего листов 4

Нормативные документы

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 приме

нением систем измерений количества и показателей качества нефти», утверждены приказом Минпромэнерго России от 31 марта 2005 г. № 69.

Рекомендации к применению

осуществление торговли.

Развернуть полное описание