Номер по Госреестру СИ: 68435-17
68435-17 Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС "Требса" ООО "Башнефть-Полюс"
( )
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС «Требса» ООО «Башнефть-Полюс» (далее - СИКНС) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров сырой нефти и вычисления массы нетто сырой нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется автоматическим контролем целостности метрологически значимой части ПО, путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа. Уровень защиты ПО и измерительной информации «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКНС представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
FloBoss S600+ |
АРМ оператора | |||
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
NGI_FLOW.dll |
KMH.dll |
KMH_PP.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.21 |
0.0.1.1 |
1.0 |
1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
0x6051 |
92B3B72D |
C2953F9D |
6CF91300 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC-16 |
CRC-32 |
CRC-32 |
CRC-32 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта по центру типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе МН 1183-2022 «ГСИ. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси № 2064 на ЦПС месторождения имени Р. Требса», свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-012/01-2022 (аттестат аккредитации № RA.RU.310652).
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью Центр Метрологии «СТП»(ООО Центр Метрологии «СТП»)
ИНН 1655319311
Адрес: 420107, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, корп. 5, офис 7
Принцип действия СИКНС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от расходомеров массовых Promass 80F (далее -РМ), средств измерений давления, температуры, влагосодержания и плотности. СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти в трубопроводе с помощью РМ.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКНС входят:
-
- блок фильтров;
-
- блок измерительных линий;
-
- выходной коллектор;
-
- блок контроля качества нефти;
-
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ);
-
- узел подключения пикнометрической установки;
-
- СОИ.
Блок измерительных линий включает две рабочие и одну резервно-контрольную измерительные линии с диаметром условного прохода DN 250.
Состав СОИ:
-
- контроллер измерительный FloBoss S600+ (далее - FloBoss S600+);
-
- шкаф СОИ;
-
- автоматизированное рабочее место оператора СИКНС.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
-
- измерение массы сырой нефти в рабочих диапазонах массового расхода, температуры, давления и плотности нефти;
-
- вычисление массы нетто сырой нефти;
-
- дистанционное и местное измерение давления и температуры сырой нефти, перепада давления на фильтрах;
-
- измерение объемной доли воды в сырой нефти и перерасчет в массовые доли воды;
-
- измерение плотности сырой нефти;
-
- контроль метрологических характеристик рабочего РМ по контрольно-резервному РМ;
-
- поверка и контроль метрологических характеристик РМ по ППУ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
-
- автоматический и ручной отбор проб;
-
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и вычислений, формирование отчетов;
-
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКНС при эксплуатации достигается путем применения барьеров искрозащиты серии Н (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (далее - регистрационный номер) 40667-09).
Средства измерений и оборудование, а также другие технические средства, входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
Наименование средства измерений и оборудования |
Количество |
Регистрационный номер |
Блок фильтров | ||
Преобразователь давления измерительный Deltabar M PMD 55 |
2 |
41560-09 |
Манометр избыточного давления показывающий для точных измерений МТИф |
4 |
34911-11 |
Блок измерительных линий | ||
Расходомер массовый Promass 80F |
3 |
15201-11 |
Преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 |
3 |
41560-09 |
Преобразователь измерительный серии iTEMP TMT182 |
3 |
50138-12 |
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, TST модели TR88 |
3 |
49519-12 |
Манометр избыточного давления показывающий для точных измерений МТИф |
3 |
34911-11 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
3 |
303-91 |
Выходной коллектор | ||
Преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 |
1 |
41560-09 |
Преобразователь измерительный серии iTEMP TMT182 |
1 |
50138-12 |
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, TST модели TR88 |
1 |
49519-12 |
Манометр избыточного давления показывающий для точных измерений МТИф |
1 |
34911-11 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
1 |
303-91 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 3 |
1 |
303-91 |
Продолжение таблицы 1
Наименование средства измерений и оборудования |
Количество |
Регистрационный номер |
Блок контроля качества нефти | ||
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм3 Т |
1 |
14557-10, 14557-15 |
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм Т |
1 |
14557-10 |
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 |
1 |
52638-13 |
Преобразователь давления измерительный Deltabar M PMD 55 |
1 |
41560-09 |
Преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 |
1 |
41560-09 |
Преобразователь измерительный серии iTEMP TMT182 |
1 |
50138-12 |
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, TST модели TR88 |
1 |
49519-12 |
Расходомер ультразвуковой UFM 3030 К |
1 |
45410-10 |
Манометр избыточного давления показывающий для точных измерений МТИф |
1 |
34911-11 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
1 |
303-91 |
Прибор УОСГ-100СКП |
1 |
16776-11 |
Узел подключения ППУ | ||
Преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 |
2 |
41560-09 |
Преобразователь измерительный серии iTEMP TMT182 |
2 |
50138-12 |
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, TST модели TR88 |
2 |
49519-12 |
Манометр избыточного давления показывающий для точных измерений МТИф |
2 |
34911-11 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
2 |
303-91 |
СОИ | ||
Контроллер измерительный FloBoss S600+ |
2 |
57563-14 |
Автоматизированное рабочее место оператора СИКНС |
2 |
- |
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания средств измерений, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006 и нанесения оттисков клейм или наклеек на эти средства измерений в соответствии с методиками их поверки.
Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится типографским способом в инструкции по эксплуатации СИКНС.
Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Т а б л и ц а 5 -
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС «Требса» ООО «Башнефть-Полюс», заводской № 353 |
1 экз. | |
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС «Требса» ООО «Башнефть-Полюс». Руководство по эксплуатации |
353.00.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС «Требса» ООО «Башнефть-Полюс». Паспорт |
353.00.00.00.000 ПС |
1 экз. |
Методика поверки |
- |
1 экз. |
Метрологические характеристики СИКНС представлены в таблице 3.
Таблица 3 - СИКНС
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений массового расхода* сырой нефти, т/ч |
от 80 до 964 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
±0,25 |
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока от 4 до 20 мА, % |
±0,11 |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении частотного сигнала измерительного канала плотности, % |
±0,001 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении |
±1 на 10000 |
импульсного сигнала, импульс |
импульсов |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти влагомером нефти поточным, %: - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 2,0 % включительно** |
±0,34 |
|
±0,37 |
10,0 % включительно*** - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 10,0 до |
±0,44 |
15,9 % включительно*** |
±0,63 |
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики |
Значение |
Пределы относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории, %:
|
±0,34 ±0,61 ±1,20 ±1,30 |
* Массовый расход сырой нефти по отдельной измерительной линии должен соответствовать диапазону измерений массового расхода, на который поверен РМ. ** При измерении объемной доли воды в сырой нефти влагомером нефти поточным УДВН-1пм Т или УДВН-1пм3 Т. *** При измерении объемной доли воды в сырой нефти влагомером нефти поточным УДВН-1пм3 Т. |
Основные технические характеристики СИКНС представлены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС
Наименование характеристики |
Значение |
Измеряемая среда |
сырая нефть |
Температура сырой нефти, °С |
от +20 до +70 |
Избыточное давление сырой нефти, МПа |
от 0,4 до 4,0 |
Количество измерительных линий |
3 |
Режим работы |
непрерывный |
Физико-химические свойства сырой нефти: - плотность сырой нефти в рабочем диапазоне температур, кг/м3 |
от 740 до 880 |
- массовая доля воды, %, не более |
20 |
- массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
- содержание растворенного газа |
не допускается |
- содержание свободного газа |
не допускается |
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока силового оборудования, В |
380^7 |
- напряжение переменного тока технических средств СОИ, В |
220-32 |
- частота переменного тока, Г ц |
50±1 |
Потребляемая мощность, кВ^А, не более |
40 |
Г абаритные размеры, мм, не более а) блок-бокс: - длина |
12000 |
- ширина |
12000 |
- высота |
4750 |
б) шкаф СОИ: - глубина |
600 |
- ширина |
1000 |
- высота |
2000 |
Продолжение таблицы 4
Наименование характеристики |
Значение |
Масса, кг, не более: | |
- блок-бокс |
20000 |
- шкаф СОИ |
350 |
Условия эксплуатации: | |
- температура окружающей среды, °С |
от +15 до +36 |
- относительная влажность, %, не более |
95 |
- атмосферное давление, кПа |
от 84,0 до 106,7 |