Номер по Госреестру СИ: 80125-20
80125-20 Система измерений количества и показателей качества нефти № 3 ПСП "Ярославль" ООО "Транснефть - Балтика"
( )
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 3 ПСП «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика» (далее- СИКН) предназначена для автоматизированного определения массы нефти.
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеры) и в ПО ПК «Cropos».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО контроллеров и ПК «Cropos» приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
контроллеры |
ПК «Cropos» | |
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.25/25 |
1.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
1990 |
A1C753F7 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC16 |
CRC32 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе: МН 855-2019 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 3 ПСП «Ярославль» ООО «Транснефть -Балтика», ФР.1.29.2019.35493.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПостановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 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».
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а
Принцип действия СИКН основан на косвенном методе динамических измерений массы нефти.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с применением измерительных компонентов: преобразователя объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователя объемного расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы контроллера измерительно-вычислительного FloBoss S600+, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Часть измерительных компонентов СИКН формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК) метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), узла регулирования давления, системы сбора, обработки информации и управления (далее - СОИ) и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
БИЛ состоит из трех рабочих измерительных линии (ИЛ) и двух резервных ИЛ.
БИК выполняет функции контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты, утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Состав СИКН
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
1 |
2 |
Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 16... 500 мм (далее - ПР) |
15427-01 |
Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 16.500 мм |
15427-06 |
Преобразователи измерительные 644, 3144P, 3244MV |
14683-04 |
Датчики температуры 644, 3144P |
39539-08 |
Преобразователи измерительные 644, 3144P |
14683-09 |
Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144P |
56381-14 |
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 |
53211-13 |
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-99 |
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-15 |
Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ |
26803-11 |
Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ и ВТИ |
1844-63 |
Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ и ВТИ |
1844-15 |
Термометры электронные «ExT-01» |
44307-10 |
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
Расходомеры ультразвуковые UFM 3030, UFM 3030-300, UFM 500-030, UFM 500-300 |
48218-11 |
Преобразователи плотности жидкости измерительные моделей 7835, 7845, 7846, 7847 |
15644-01 |
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные моделей 7827, 7828, 7829 |
15642-01 |
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7825, 7826, 7827, 7828, 7829) |
15642-06 |
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм |
14557-01 |
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-15 |
Анализаторы серы модели ASOMA 682T-HP-EX, ASOMA682T-HP |
50181-12 |
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (заводские №№ 18361865, 18361866) |
81438-21 |
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- автоматическое измерение массы брутто нефти по каждой ИЛ и по СИКН в целом по результатам измерений объема нефти по каждой ИЛ и плотности нефти и приведение измеренных значений к стандартным условиям;
-
- автоматическое измерение объема, давления, температуры, плотности, вязкости, содержания воды в нефти, содержания серы в нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти по каждой ИЛ и по СИКН в целом с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- формирование и печать отчетных документов;
- дистанционное и местное управление запорной и регулирующей арматурой, циркуляционными насосами и другим оборудованием;
- автоматический контроль, индикацию, сигнализацию предельных значений технологических параметров;
- 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.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Заводской номер СИКН указан в инструкции по эксплуатации.
Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч |
от 3501} до 4800 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
1 - при вязкости нефти от 43 до 65 мм2/с минимальное значение расхода составляет 400 м3/ч, при вязкости от 66 до 90 мм2/с - 500 м3/ч, при вязкости от 91 до 140 мм2/с - 667 м3/ч, при вязкости от 141 до 200 мм2/с - 533,6 м3/ч |
Т а б л и ц а 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав ИК |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1-36 |
ИК силы тока |
36 (СОИ) |
Аналоговые входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 4 до 20 мА |
±0,04 % (приведенная) | |
37-45 |
ИК частоты |
9 (СОИ) |
Частотные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 1 до 10000 Гц |
±0,1 Гц (абсолютная ) | |
46-57 |
ИК количества импульсов |
12 (СОИ) |
Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 1 до 16^ 106 имп. (диапазон частот от 1 до 10000 Гц) |
±1 имп. (абсолютная , на каждые 10000 имп.) | |
ИК вычисления расхода, объема и массы |
5 (СОИ) |
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ |
±0,01 % (относительная) |
а б л и ц а 5 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных линий, шт. |
5 (3 рабочих, 2 резервных) |
Режим работы СИКН |
непрерывный |
Режим управления:
|
автоматизированный / ручной автоматический / ручной |
Избыточное давление нефти, МПа |
от 0,2 до 1,6 |
Параметры электрического питания:
|
380±38 трёхфазное 220±22 однофазное 50±1 |
Средняя наработка на отказ, ч |
20000 |
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Продолжение таблицы 5
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
Физико-химические свойства измеряемой среды: | |
- плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 |
от 850 до 950 |
- вязкость кинематическая, мм2/с |
от 9 до 100 |
- температура, °С |
от +1 до +40 |
- массовая доля воды, %, не более |
1,0 |
- массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
300 |
- давление насыщенных паров при максимальной | |
температуре измеряемой среды, кПа, (мм рт. ст.) |
66,7 (500) |
- массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более |
100 |
- массовая доля серы, %, не более |
5,0 |
- массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 | |
(ppm), не более |
100 |
- содержание свободного газа |
не допускается |