Номер по Госреестру СИ: 83828-21
83828-21 Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного измерения массы нефти.
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (далее - ПО), представленное прикладным ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (основной и резервный) и АРМ оператора, реализованное ПО «Форвард «Pro».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО контроллеров и АРМ оператора приведены в таблице 2.
для номера версии 06.25 или 06.25/25
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||||
Контроллеры FloBoss S600+ основной, резервный |
АРМ оператора ПО «Форвард «Pro» | ||||
основное |
, резервное | ||||
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
ArmA.dll |
ArmMX.dll |
ArmF.dll |
ArmTPU.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.25 |
4.0.0.2 |
4.0.0.4 |
4.0.0.2 |
4.0.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО |
1990 |
1D7C7BA0 |
E0881512 |
96ED4C9B |
55DCB371 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC16 |
CRC32 |
Примечание - допускается отображение идентификационных данных (признаков) ПО на ЖК-дисплее контроллера или web-интерфейсе в форматах с указанием дополнительных символов или без них, например:
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
Контроллеры FloBoss S600+ основной, резервный |
АРМ оператора ПО «Форвард «Pro» основное, резервное | ||
для цифрового идентификатора |
0х1990 или 1990 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится в правом нижнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ФР.1.28.2020.38071.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Постановление Правительства Российской Федерации № 1847 от 16.11.2020 г. Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. 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
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Торгово-Производственное Предприятие НЕФТЕАВТОМАТИКА» (ООО «ТПП Нефтеавтоматика»)
ИНН 0276119684
Адрес: 450022, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, д. 134/7, офис 309 Телефон: +7 (347) 246-58-65, +7 (347) 294-09-44
Web-сайт: tpp-n.ru
E-mail: tppnafta@yandex.ru
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, Российская Федерация, Республика Татарстан, 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;
Принцип действия СИКН основан на прямом методе динамических измерений массы нефти.
При прямом методе динамических измерений массу нефти определяют с применением расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы массовых расходомеров поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительных контроллеров FloBoss S600+, которые преобразуют их и вычисляют массу нефти по реализованному в них алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из:
-
- блока фильтров (далее - БФ),
-
- блока измерительных линий (далее - БИЛ),
-
- блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК),
-
- системы обработки информации (далее - СОИ),
-
- узла подключения передвижной поверочной установки.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
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.
Таблица 1 - Состав СИКН
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
1 |
2 |
Расходомеры массовые Promass с первичным преобразователем расхода Promass F DN 150 и вторичным электронным преобразователем 83 |
15201-05 |
Расходомеры массовые Promass с первичным преобразователем расхода Promass F DN 150 и вторичным электронным преобразователем 83 |
15201-11 |
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP |
23360-02 |
Продолжение таблицы 1
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP |
71892-18 |
Преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD 75 |
16781-04 |
Преобразователи измерительные iTemp |
26240-03 |
Преобразователи измерительные iTemp |
26241-03 |
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR |
26239-06 |
Термопреобразователи сопротивления платиновые TR |
68002-17 |
Преобразователи измерительные ТМТ |
57947-19 |
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 |
15644-06 |
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 |
52638-13 |
Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass E DN 40 и вторичным электронным преобразователем 40 |
15201-05 |
Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass E DN 40 и вторичным электронным преобразователем 40 |
15201-11 |
Влагомеры нефти поточные УДВН-1 пм |
14557-05 |
Влагомеры нефти поточные УДВН-1 пм |
14557-15 |
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 |
15642-06 |
Преобразователь плотности и вязкости FVM |
62129-15 |
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ |
53902-13 |
Манометры для точных измерений типа МТИ |
1844-63 |
Манометры для точных измерений типа МТИ |
1844-15 |
Манометры избыточного давления МТИф |
34911-07 |
Манометры ФТ МТИф |
60168-15 |
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
Термометры лабораторные стеклянные ТЛС-4 |
32786-08 |
Термометры лабораторные стеклянные с взаимозаменяемым конусом КШ 14/23 |
4661-91 |
Преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н |
42693-15 |
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ |
64224-16 |
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
-
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне;
-
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода;
- автоматическое измерение температуры, давления, плотности нефти, объемной доли воды в нефти, динамической вязкости нефти, массового расхода нефти через БИК;
- вычисление массы нетто нефти, как разность массы брутто нефти и массы балласта, с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей, и массовой доли воды, полученных в аккредитованной испытательной лаборатории; массовой доли воды, вычисленной СОИ по результатам измерений объемной доли воды влагомером нефти поточным УДВН-1пм; кинематической вязкости, вычисленной СОИ по результатам измерений динамической вязкости;
- поверка и КМХ преобразователей расхода по стационарной или передвижной ПУ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- ручной отбор точечных проб нефти;
- защита алгоритма и ПО СИКН от несанкционированного доступа, путём установления паролей разного уровня доступа;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушения установленных границ;
- КМХ преобразователей вязкости, влагомеров поточных;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование протоколов поверки и КМХ средств измерений, формирование интервальных отчетов, 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.
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
от 130,0 до 834,0 |
Пределы относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных измерительных каналов (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, 2, 3 |
ИК массового расхода нефти |
3 (ИЛ 1, ИЛ 2, ИЛ 3) |
Расходомеры массовые Promass |
Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 80 до 350 т/ч |
не более ±0,25 %1) (относительная) |
4-24 |
ИК силы постоянного тока |
20 (СОИ) |
Преобразова-тели измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н |
Аналоговые входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 4 до 20 мА |
не более ±0,04 % (приведенная) |
25-26 |
ИК вязкости нефти |
2 (БИК, СОИ) |
Преобразова-тель плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 |
Аналоговые входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 2 до 10 мПа^с |
не более ±0,21 мПа^с (абсолютная) |
Преобразова-тель плотности и вязкости FVM |
от 10 до 22 мПа •с |
не более ±1,05 мПа^с (абсолютная) | ||||
27-28 |
ИК плотности нефти |
2 (БИК, СОИ) |
Преобразова-тель плотности жидкости измерительный модели 7835 |
Частотные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
От 805 до 850 кг/м3 |
не более ±0,32 кг/м3 (абсолютная) |
29-36 |
ИК частоты |
8 (СОИ) |
от 50 до 10000 Гц |
не более ±0,004% (относительная) | ||
37-48 |
ИК количества импульсов |
12 (СОИ) |
Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 1 до 16^ 106 имп. (диапазон частот от 50 до 10000 Гц) |
не более ±1 имп. (абсолютная, на каждые 10000 имп.) | |
49-52 |
ИК вычисления физических свойств, массы, объема, объемного и массового расхода |
4 (СОИ) |
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ |
не более ±0,004 % (относительная) |
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав ИК |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||||
1) - Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов. |
Таблица 5 - Основные технические характеристики | |
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных линий, шт. |
4 (3 рабочих, 1 резервная) |
Температура окружающего воздуха (внутри помещений):
|
от +5 до +40 от +15 до +28 |
Избыточное давление нефти, МПа |
от 0,3 до 1,0 |
Режим работы СИКН |
непрерывный |
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
(220/380)+i5°o%° 50±1 |
Средняя наработка на отказ, ч |
20 000 |
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия» |
Физико-химические свойства измеряемой среды: | |
|
6,0 от 2,5 до 25 от 805 до 850 от +5 до +40 0,5 0,05 100 6 1,8 66,7 (500) не допускается |