Приложение
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «31» декабря 2020 г. № 2396
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 581
ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»
Назначение средства измерений
Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефти№581
ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (далее – СИКН) предназначена
для автоматических измерений массы брутто нефти при ведении приемо - сдаточных
операций между ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и АО «Транснефть - Сибирь».
Описание средства измерений
Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических
измерений – с помощью счетчиков-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. Узел подключения передвижной ПУ установлен на
открытой площадке, блок фильтров, БИЛ, БИК, блок ПУ и СОИ установлены в отапливаемом
помещении.
Блок фильтров (далее - БФ) состоит их двух коллекторов DN 250, между которыми
расположены три линии DN 100 с установленными на них фильтрами сетчатыми дренажными
жидкостными «СДЖ-100-40», запорной арматуры DN 100. Для измерения перепада давления
на коллекторах БФ установлены следующие средства измерений (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -
регистрационный №)) и технические средства:
- датчик давления 1151 (регистрационный №13849-99) или преобразователь давления
измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04 или № 14061-10);
- манометры избыточного давления МТИф (регистрационный №34911-07 или
№34911-11) для местной индикации давления нефти.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов и трех измерительных линий
(далее - ИЛ) – две рабочие и одна контрольно-резервная. В состав каждой ИЛ входят:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF 300 DN 100 с электронным
преобразователем серии 2700 (регистрационный № 13425-06 или №45115-10);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04 или
№ 14061-10);
- преобразователь измерительный 644, 3144Р (регистрационный № 14683-04 или
№ 14683-09) в комплекте с термопреобразвоателем сопротивления платиновым серии 65
(регистрационный № 22257-01, № 22257-05 или № 22257-11) или датчик температуры 644
(регистрационный № 39539-08);
- манометр избыточного давления МТИф (регистрационный №34911-07 или
№34911-11) для местной индикации давления нефти;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный (регистрационный № 303-91) для
местной индикации температуры нефти.
Лист № 2
Всего листов 6
На входном коллекторе БИЛ установлено пробозаборное устройство щелевого типа.
БИК выполняет функции непрерывного измерения плотности, 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. В БИК установлены
следующие средства измерений и технические средства:
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (регистрационный
№ 15644-01, №15644-06 или № 52638-13);
-расходомер-счетчикультразвуковоймногоканальныйУРСВ«ВзлетМР»
(регистрационный № 28363-04);
- счетчик жидкости турбинный ТОР (регистрационный № 6965-03);
-двавлагомеранефтипоточныхУДВН-1пм(рабочийирезервный)
(регистрационный № 14557-05, регистрационный № 14557-10);
- датчик температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08) или преобразователь
измерительный 644, 3144Р (регистрационный № 14683-04 или № 14683-09) в комплекте с
термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-01,
№ 22257-05 или № 22257-11);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-04 или
№ 14061-10);
- манометр избыточного давления МТИф (регистрационный №34911-07 или
№34911-11) для местной индикации давления нефти;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный (регистрационный № 303-91) для
местной индикации температуры нефти;
- два автоматических пробоотборника Пульсар-АП1 (рабочий и резервный);
- диспергатор с краном ручного отбора проб;
-термостатирующийцилиндрдляпроведенияконтроляметрологических
характеристик (далее – КМХ) поточных преобразователя плотности жидкости измерительных
7835;
- два циркуляционных насоса (рабочий и резервный);
- узел подключения пикнометрической установки.
В состав блока ПУ входят:
- установка поверочная двунаправленная 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002,
ГОСТ 8.142-2013 с диапазоном измерений от 25 до 180 м
3
/ч и пределами допускаемой
основной относительной погрешности ± 0,1 %;
- два преобразователя давления измерительных 3051S (регистрационный № 24116-02,
№ 24116-08 или № 24116-13);
- два датчика температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08) или преобразователя
измерительных 644, 3144Р (регистрационный № 14683-04 или № 14683-09) в комплекте с
термопреобразователямисопротивленияплатиновымисерии65(регистрационный
№ 22257-01, № 22257-05 или № 22257-11);
- манометры избыточного давления МТИф (регистрационный №34911-07 или
№34911-11) для местной индикации давления нефти;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные (регистрационный № 303-91) для
местной индикации температуры нефти.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для подключения передвижной
поверочной установки 1-го разряда при проведении поверки установки поверочной
двунаправленной 2-го разряда.
Система обработки информации состоит из:
-комплексизмерительно-вычислительныйИМЦ-03(регистрационный
№ 19240-05);
-два автоматизированных рабочих места оператора (рабочего и резервного) на
базе персонального компьютера с программным комплексом «Вектор», предназначенных для
Лист № 3
Всего листов 6
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
3
), объемной доли воды в нефти (%), динамической вязкости нефти (мПа·с), давления
насыщенных паров нефти (кПа), объемного расхода нефти через БИК (м
3
/ч);
-поверка и КМХ преобразователей расхода по стационарной ПУ или передвижной
ПУ;
-поверка стационарной ПУ по передвижной поверочной установке 1-го разряда;
-автоматический отбор объединенной пробы нефти;
-ручной отбор точечных проб нефти;
-регистрация 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 (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня –
верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительный
ИМЦ - 03 (далее – ИМЦ - 03), обеспечивающее общее управление ресурсами
вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами ИМЦ - 03,
произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных
на верхний уровень.
К метрологически значимой части ПО ИМЦ - 03 относится файл«oil_mm.exe»,
отражающий характеристики технологического объекта, на котором применяется ИМЦ - 03, в
том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического
процесса.
К ПО верхнего уровня относится ПО АРМ «Вектор», выполняющее функции
передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных
схем и технологических параметров СИКН, прием и обработка управляющих команд
оператора, формирование отчетных документов. Метрологически значимая часть отсутствует.
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 доступа и паролей;
- предусмотрена физическая защита (опломбирование) промыщленных компьютеров
и клавиатуры установленных в ИМЦ-03 от несанкционированного доступа;
- контроль целостности и подлинности ПО осуществляется посредством рассчета
контрольных сумм исполняемых файлов по алгоритму CRC32.
Идентификационные данные ПО ИМЦ-03 приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений
соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО ИМЦ-03:
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Значение
oil_mm.exe
352.02.01
14C5D41A
Лист № 4 Trial
листов 6
Метрологические и технические характеристики
Значение
от 25 до 160
Таблица 2 – Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы брутто нефти, %
±0,25
Измеряемая среда
Количество измерительных линий, шт.
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м
3
Кинематическая вязкость нефти, мм
2
/с, не более
Рабочий диапазон температуры нефти,
С
Рабочий диапазон давления нефти, МПа
Массовая доля воды, %, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Содержание свободного газа
Режим работы системы
Напряжение питания сети, В
Частота питающей сети, Гц
Средний срок службы, лет
Значение
нефть по ГОСТ Р 51858–
2002
от 700 до 890
25
от +5 до +40
от 0,2 до 4,0
1,0
0,05
100
не допускается
3 (2 рабочие, 1контрольно-
резервная)
непрерывный
220/380
50±1
10
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность средства измерений
СИКН № 581,
зав. № 01
1 шт.
-
1 экз.
НА.ГНМЦ.0137-16 МП
1 экз.
Обозначение
Количество
Таблица 4 – Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и показателей
качества нефти № 581 ТПП «Когалымнефтегаз»
ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь
Инструкция по эксплуатации системы
измерений количества и показателей качества
нефти № 581
Инструкция «ГСИ. Система измерений
количества и показателей качества нефти № 581
ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-
Западная Сибирь». Методика поверки»
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0137-16 МП «ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества нефти № 581 ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная
Сибирь».Методикаповерки»,утверждённомуОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»
05.12.2016 г.
Лист № 5
Всего листов 6
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002, ГОСТ 8.142-2013;
- рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002 с пределами допускаемой
абсолютной погрешности измерений не более ± 0,1 кг/м
3
;
- рабочий эталон объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2 разряда по
ГОСТ 8.614-2013;
-
У
стройства поверки вторичной аппаратуры систем измерений количества и
показателей качества нефти, нефтепродуктов и газа УПВА-Эталон (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 29220-05);
- калибратор давления модульный MC2-R (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 28899-05);
- калибратор температуры АТС-140В (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 20262-07);
- магазинсопротивленийР4831(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 6332-77).
Допускаетсяприменениеаналогичныхсредствповерки,обеспечивающих
определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки СИКН наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
«ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений колическтва и показателей
качества нефти (СИКН) №581 ТПП «Когалмнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»,
аттестована ФБУ «Тюменский ЦСМ» 14.08.2018 г.
1542
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистемеизмерений
количестваи показателей качестванефти №581 ТПП «Когалымнефтегаз»
ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к
методикам выполнения измерений
ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
плотности
ГОСТ 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости»
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости
Государственная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости
в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и
объемного расходов жидкости, утвержденная Приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «Инженерно-производственная фирма Вектор»
(ЗАО «ИПФ Вектор»)
ИНН 7203091101
Адрес: 625031, г.Тюмень, ул.Шишкова, д.88
Телефон/факс +7 (3452) 592-725
E-mail:
Лист № 6
Всего листов 6
Заявитель
Уфимское наладочное управление акционерного общества «Нефтеавтоматика»
(УНУ АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 450511, РБ, Уфимский р-н, д. Мударисово, ул. Нефтеавтоматики, д. 1
Телефон: +7 (347) 262-15-84, 8-800-700-78-68
Факс: +7 (347) 262-15-84
E-mail:
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес:420029,РоссийскаяФедерация,РеспубликаТатарстан,г.Казань,
ул. Журналистов, д. 2а
Телефон: +7 (843) 567-20-10, 8-800-700-78-68
Факс: +7 (843) 567-20-10
E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru
Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.