Untitled document

Приложение к свидетельству № 57778

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефти№274

ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный

Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (далее – СИКН) предназначена для автоматических измерений

массы брутто и автоматизированных измерений массы нетто нефти при ведении учетных

операций между ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и ОАО «Северо-Западные МН».

Описание средства измерений

Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений –

с помощью расходомеров массовых.

Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (далее –

БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), блока поверочной установки

(далее – ПУ), системы обработки информации (далее – СОИ), узла подключения передвижной

поверочной установки.

Блок фильтров состоит их двух коллекторов DN 250, двух фильтров сетчатых с

быстросъемной крышкой «МИГ-ФБ-200-4,0», запорной арматуры DN 200. Для измерения

перепада давления на каждом фильтре установлены преобразователь давления измерительныйе

Deltabar S PMD с калиброванным диапазоном измерений от 0 до 0,4 МПа и пределами

допускаемой относительной погрешностью ±0,075 %, манометры на входе и выходе фильтра.

БИЛ состоит из трех блоков – БИЛ1, БИЛ2 и БИЛ3. В состав БИЛ1 входят две рабочие

измерительные линии (далее – ИЛ). В состав БИЛ2 входит одна рабочая ИЛ. В состав БИЛ3

входит одна резервная ИЛ. В каждой ИЛ установлены следующие средства измерений:

- расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass F

DN 150 и вторичным электронным преобразователем 83 (далее – преобразователь расхода) с

диапазоном измерений массового расхода от 80 до 800 т/ч и пределами допускаемой

относительной погрешности в рабочем диапазоне расхода не более ± 0,25 %;

- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0

до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

- преобразователь измерительный iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем

сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и

пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции непрерывного измерения плотности, вязкости нефти, объемной

доли воды в нефти, и автоматического отбора объединенной пробы нефти для последующего

определения показателей качества нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти

в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012. В

БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

- два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (рабочий и резервный) с

диапазоном измерений от 300 до 1100 кг/м

и пределами допускаемой абсолютной погрешности

не более ± 0,3 кг/м

;

- дварасходомерамассовыхPromass(рабочийирезервный)спервичным

преобразователем расхода Promass E DN 40 и вторичным электронным преобразователем 40 с

диапазоном измерений расхода нефти от 1 до 45 т/ч и пределами допускаемой относительной

погрешности измерений не более ± 5 %;

- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (рабочий и резервный) с диапазоном

измерения объемной доли воды от 0,01 % до 2,0 % и пределами допускаемой основной

абсолютной погрешности измерения ± 0,05 %;

Лист № 2

Всего листов 6

- два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительных модели 7829

(рабочий и резервный) с диапазоном измерений динамической вязкости от 0,5 до 100 мПа•с и

пределами допускаемой основной абсолютной погрешности измерений динамической вязкости:

±0,2 мПа•с в диапазоне от 0,5 до 10 мПа•с; ± 1 мПа•с в диапазоне от 10 до 100 мПа•с;

- прибор УОСГ-100 СКП с диапазоном измерений давления от 0 до 10 МПа и пределами

допускаемой абсолютной погрешности измерений давления не более ± 0,1 МПа, с диапазоном

измерений изменения вместимости от 0 до 30·10

-6

и пределами допускаемой абсолютной

погрешности измерений изменения вместимости не более: ± 0,2·10

-6

– в диапазоне от 0

до 10·10

-6

и ±0,4·10

-6

– в диапазоне от 10·10

-6

до 30·10

-6

;

- анализатордавлениянасыщенныхпаровавтоматическийпоточный

MINIVAP ON-LINE с диапазоном измерения давления насыщенных паров от 0 до 1 МПа и

пределом допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0

до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

- преобразователь измерительный iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем

сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и

пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры;

- два изокинетических пробоотборника Clif Mock True Cut С-22 (рабочий и резервный);

- пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р» с диспергатором;

- термостатирующий цилиндр для проведения контроля метрологических характеристик

(далее – КМХ) поточных преобразователей плотности жидкости измерительных 7835;

- два циркуляционных насоса GSA 1,5x1x6H C A4 49 (рабочий и резервный);

- узела подключения пикнометрической установки.

В состав блока ПУ входят:

- установка поверочная двунаправленная 2-го разряда с диапазоном измерений от 40 до

400 м

/ч и пределами допускаемой основной относительной погрешности

0,1 %;

- два преобразователя давления измерительных Cerabar M PMP с диапазоном измерений

от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

- два преобразователя измерительных iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем

сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и

пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;

- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для подключения передвижной

поверочной установки 1-го разряда при проведении поверки установки поверочной

двунаправленной 2-го разряда либо, в случае необходимости, расходомеров массовых Promass,

установленных в БИЛ. На узле подключения передвижной ПУ установлены:

- два преобразователя давления измерительных Cerabar M PMP с диапазоном измерений

от 0 до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

- два преобразователя измерительных iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем

сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и

пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;

- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

На входном коллекторе СИКН установлены:

- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0

до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

- манометр для местной индикации давления;

- два индикатора фазового состояния

- пробозаборное устройство МВПТ-А-250-6,3-1п.

На выходном коллекторе СИКН установлены:

- преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP с диапазоном измерений от 0

до 1,6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

Лист № 3

Всего листов 6

- преобразователь измерительный iTemp TMT в комплекте с термопреобразователем

сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 с диапазоном измерений от 0 °С до 50 °С и

пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,2 °С;

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

Система обработки информации состоит из:

- два контроллера измерительных FloBoss S600 (рабочий и резервный) с пределами

допускаемой относительной погрешности при вычислении массы, расхода и объема ±0,01%;

- преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н с диапазоном входного

тока от 0 до 24 мА и пределами допускаемой приведенной погрешности преобразования

±0,02%.

- два автоматизированных рабочих места оператора (рабочего и резервного) на базе

персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», предназначенных для

визуального отображения результатов измерений и управления технологическими режимами

работы СИКН.

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 нефти (кг/м

объемной доли воды в нефти (%), динамической вязкости нефти (мПа•с), давления насыщенных

паров нефти (кПа), массового расхода нефти через БИК (т/ч);

- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений

содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

- поверку и КМХ преобразователей расхода по стационарной ПУ или передвижной ПУ;

- поверку стационарной ПУ по передвижной поверочной установке 1-го разряда;

- автоматический отбор объединенной пробы нефти;

- ручной отбор точечных проб нефти;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов,

протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на

средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня – верхний

и нижний.

К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (далее –

контроллеров), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора,

базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных

операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.

КметрологическизначимойчастиПОнижнегоуровняотносятсяархив

«vxworks.bin.05.bin», характеризующий операционную систему контроллера. Свидетельство о

метрологической аттестации программного обеспечения контроллеров измерительных FloBoss

S600 № 1551014-06, выдано ФГУП ВНИИР 12.12.2006 г.

К ПО верхнего уровня относится ПО програмный комплекс «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

№ 01.00284-2010-015/04-2014 от 20.03.2014 г. ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика». К

метрологически значимой части ПО програмный комплекс «Cropos» относятся файлы

«doc.exe», «poverka.exe», «dens.exe».

ВПОСИКНзащитаотнепреднамеренныхипреднамеренныхизменений

метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:

Лист № 4

Всего листов 6

- 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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (рабочего и

резервного):

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПО 280513res

Номер версии (идентификационный номер) ПО 405

Цифровой идентификатор ПО 0179

Другие идентификационные данные (если имеются) -

Идентификационные данные ПО ПК «Cropos» (рабочего и резервного):

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПОpoverka.exedoc.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО - -

Цифровой идентификатор ПО 992D9511 B768BE77

Другие идентификационные данные (если имеются) - -

dens.exe

81458CA4

Метрологические и технические характеристики

нефть по ГОСТ Р 51858-2002

от 130 до 834

от +5 до +40

от 0,3 до 1,0

от 805 до 850

6,0

от 2,5 до 25

0,5

±0,2

±0,5

±0,3

±0,25

Рабочая среда

Диапазон измерений массового расхода, т/ч

Рабочий диапазон температуры нефти, °С

Рабочий диапазон давления нефти, МПа:

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м

Вязкость нефти кинематическая, мм

/с

- при температуре 20 °С, не более

- в рабочем диапазоне температур

Массовая доля воды в нефти, %, не более

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений

температуры, °С

Пределы допускаемой приведенной погрешности

измерений давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений

плотности нефти, кг/м

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы брутто нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы нетто нефти, %

±0,35

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность средства измерений

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 № 274

ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0054-14 МП.

4. Паспорт.

Лист № 5

Всего листов 6

Поверка

осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0054-14 МП «ГСИ. Система измерений количества и

показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Методика

поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 16.09.2014 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

- поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и

нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);

- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти

УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);

- рабочий эталон плотности 1-го разряда по ГОСТ 8.024-2002;

- 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.

Сведения о методиках (методах) измерений

«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей

качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», аттестована ОП ГНМЦ

ОАО «Нефтеавтоматика» 19.06.2013 г., ФР.1.29.2014.16938.

Нормативные и технические документы, распространяющиеся на систему измерений

количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-

ПЕРМЬ»

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», утверждены приказом Минпромэнерго

России от 31.03.2005 г. № 69.

Рекомендации по областям применения в trial государственного регулирования

обеспечения единства измерений:

осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

Межрегиональное открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика»

(ОАО «Нефтеавтоматика»)

450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24

тел/факс (347) 228-81-70

E-mail:

nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru