Untitled document

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «26» апреля 2021 г. №582

Лист № 1

Регистрационный № 81662-21Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 420 ПСП «Уфа»

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 420 ПСП «Уфа»

(далее – СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических

измерений массы нефти.

При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с

применением измерительных компонентов: преобразователя расхода, плотности, температуры

и давления. Выходные электрические сигналы преобразователя расхода, преобразователей

температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-

вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по

реализованному в нем алгоритму.

Массу нетто нефти вычисляет компьютер автоматизированного рабочего места

оператора, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты

определения массовых долей воды, механических примесей и массовойконцентрации

хлористых солей в испытательной лаборатории.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого

назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных

линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы обработки

информации, блока контрольно-резервной линии (далее - БКЛ), общего для СИКН №№ 417,

420, 423. В вышеприведенные блоки входят измерительные компоненты по своему

функционалу участвующие в измерениях массы нефти, контроле и измерении параметров

качества нефти, контроле технологических режимов работы СИКН. Монтаж и наладка СИКН

осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной

документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.

Измерительные компоненты СИКН, участвующие в измерении массы нефти, контроле и

измерении параметров качества нефти, приведены в таблице 1. Измерительные компоненты

могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты, утвержденного

типа, приведенные в таблице 1. Часть измерительных компонентов СИКН, приведенных в

таблице 3, формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК) метрологические

характеристики которых определяются комплектным методом.

Лист № 2

Всего листов 6

Наименование измерительного компонента

15427-01

15644-01, 52638-13

15642-01, 15642-06

Преобразователи давления измерительные 3051S

24116-02, 66525-17

22257-01, 22257-11

trial-00

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

19240-05

12749-00

Преобразователи давления измерительные 3051

14061-99, 14061-04

Датчик давления АМ-2000

35035-07

Преобразователи измерительные 3144P

14683-09

Таблица 1 – Состав СИКН

Регистрационный trial в

Федеральном информационном

фонде по обеспечению единства

измерений

Преобразователи расхода жидкости турбинные

HELIFLU TZ-N с Ду 150 мм

Преобразователи плотности жидкости измерительные

модели 7835

Преобразователи плотности и вязкости жидкости

измерительные модели 7829

Термопреобразователи сопротивления платиновые

серии 65

Преобразователи измерительные 644 к датчикам

температуры

14557-01, 14557-05

14557-10

Комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03»

(далее – ИМЦ-03)

Преобразователь объема жидкости лопастной Smith

Meter c Ду 10’’ модели JB-10

* Далее по тексту - преобразователи расхода.

** Измерительные компоненты, находящиеся на хранении (применяются при необходимости замены

измерительных компонентов)

В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры, а

так же объемного расхода нефти в БИК применяемые для контроля технологических режимов

работы СИКН.

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматические измерения объема нефти в рабочем диапазоне расхода;

- автоматизированные измерения массы нефти косвенным методом динамических

измерений в рабочем диапазоне расхода;

- автоматические измерения температуры, давления (избыточное, дифференциальное),

плотности, вязкости и объемной доли воды в нефти;

- измерения температуры и давления нефти с применением показывающих средств

измерений температуры и давления соответственно;

- проведение контроля метрологических характеристик ИК БИЛ и БКЛ с применением

поверочной установки;

- проведение контроля метрологических характеристик ИК БИЛ с применением ИК

БКЛ, общего для СИКН №№ 417, 420, 423;

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и

сигнализацию нарушения установленных границ;

- вычисление массы нетто нефти;

- автоматическое регулирование расхода нефти через блок измерений показателей

качества нефти для обеспечения требований ГОСТ 2517 - 2012 «Нефть и нефтепродукты.

Методы отбора проб»;

Лист № 3

Всего листов 6

- автоматический и ручной отбор проб;

- защита информации от несанкционированного доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может

повлиять на точность измерений, на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия

шпилек, расположенных на диаметрально противоположных фланцах преобразователей

расхода (см. рисунок 1), устанавливают пломбы, несущие на себе знак поверки (оттиск клейма

поверителя). Места установки пломб указаны на рисунке 1.

Рисунок 1 – Места установки пломб

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН

реализовано в ИМЦ-03 и компьютере автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора

ПО «ФОРВАРД». Идентификационные данные ПО указаны в таблице 2.

Уровень защиты ПО высокий в соответствии с Р 50.2.077 - 2014.

Таблица 2 – Идентификационные данные ПО

ArmА.dll

ArmMX.dll

ArmF.dll

oil_tm.exe

4.0.0.1

4.0.0.2

342.04.01

8B71AF71

0C7A65BD

96ED4C9B

0DE929A8

Идентификационные

данные (признаки)

Значение

ПО «ФОРВАРД»ПО ИМЦ-03

Идентификационное

наименование ПО

Номер версии

(идентификационный

номер ПО)

Цифровой

идентификатор ПО

Метрологические и технические характеристики

Состав и основные метрологические характеристики ИК с комплектным способом

поверки, а также метрологические и основные технические характеристики СИКН и параметры

измеряемой среды приведены в таблицах 3-5.

Лист № 4

Всего листов 6

Номер ИК

Наименование

ИК

Диапазон

измерений

Пределы допускаемой

погрешности ИК

Количество ИК

(место установки)

Таблица 3 – Состав и основные метрологические характеристики ИК

Состав ИК

Первичный

измерительныйВторичная часть

преобразователь

1-3 Объема и3 (БИЛ:ПреобразователиКомплексот 135 ±0,15 %

объемного измерительные расхода жидкости измерительно-до 528 (относит

расходалиниитурбинные HELIFLU вычислительныйм

/чельная)

нефти №№ 1-3) TZ-N с Ду 150 мм«ИМЦ-03»

41 (БКЛ) Преобразовательот 130±0,10

объема жидкостидо 535 (±0,15)

лопастной Smith м

/ч (относит

Meter c Ду 10’’ ельная)

модели JB-10

Пределы допускаемой

относительной

погрешности

ИК объема

и объемного расхода нефти с

контрольно-резервным преобразователем объема жидкости лопастным Smith Meter c Ду 10’’ модели

JB-10, применяемым в качестве контрольного;

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объема и объемного расхода нефти с

контрольно-резервным преобразователем объема жидкости лопастным Smith Meter c Ду 10’’ модели

JB-10, применяемым в качестве резервного.

Значение

Таблица 4 – Метрологические характеристики СИКН

Наименование характеристики

Диапазон измерений массового расхода нефти

, т/ч

от 115 до 843

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы брутто нефти, %±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы нетто нефти, %±0,35

Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при

проведении поверки и не может превышать максимальный диапазон измерений

Наименование характеристики

Значение

- измеряемая среда

trial

по ГОСТ Р 51858-2002

«Нефть. Общие технические условия»

- температура, °С

от +2,0 до +30,0

- плотность при температуре +20 °С и

избыточном давлении 0 МПа, кг/м

от 855,0 до 887,0

- вязкость кинематическая, мм

/с (сСт)

от 12,0 до 30,0

Таблица 5 – Основные технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды

Избыточное давление нефти, МПа

от 0,19 до 1,60

Режим работы СИКН

непрерывный,

автоматизированный

Параметры измеряемой среды:

Лист № 5

Всего листов 6

- массовая доля воды, %, не более

0,05

900

- массовая доля механических примесей, %, не

более

- массовая концентрация хлористых солей,

мг/дм

, не более

- давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.),

не более

- содержание свободного газа, %

от +5 до +40

Продолжение таблицы 5

Наименование характеристики

Значение

1,0

66,7 (500)

не допускается

Параметры электрического питания:

- напряжение переменного тока, В

380±38, трехфазное

220±22, однофазное

50±1

- частота переменного тока, Гц

Условия эксплуатации:

- температура воздуха в помещении БИЛ, БКЛ и

БИК, °С

- температура воздуха в помещении

операторной, °С

- атмосферное давление, кПа

от +15 до +25

от 84,0 до 106,0

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность СИКН приведена в таблице 6.

Таблица 6 – Комплектность СИКН

НаименованиеОбозначениеКоличество

измерений

нефти №

Система

качества

№ 420

количестваипоказателей-1 шт.

420 ПСП «Уфа», заводской

Инструкция по эксплуатации СИКН

-1 экз.

Методика поверки

МП 1163 - 14 - 20201 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой

измерений количества и показателей качества нефти № 420 ПСП «Уфа» Черкасского НУ

АО «Транснефть-Урал», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по

обеспечению единства измерений ФР.1.29.2018.32234.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества

и показателей качества нефти № 420 ПСП «Уфа»

Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 Об утверждении Государственной

поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости

и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости