Номер по Госреестру СИ: 79834-20
79834-20 Система измерений количества и показателей качества нефти резервная для СИКН № 733 ПСП "Козьмино"
( )
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти резервная для СИКН № 733 ПСП «Козьмино» (далее - РСИКН) предназначена для автоматизированного определения массы нефти.
Программное обеспечение
РСИКН имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600+ и в ПО ПК «Cropos».
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
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
Контроллеры FloBoss S600+ |
ПК «Cropos» | |
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
ПК «Cropos» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.25/25 |
1.48 |
Цифровой идентификатор ПО |
1990 |
CC39FD86 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC16 |
CRC32 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист инструкции по эксплуатации РСИКН типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
МН 1025-2020 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений резервной системой измерений количества и показателей качества нефти № 733 ПСП «Козьмино», ФР.1.28.2020.37215.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 8.589-2007 ГСИ. Ведение учетных операций на пунктах приема-сдачи нефти в нефтепроводных системах;
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»)ИНН 0278005403
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а
Принцип действия РСИКН 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 измерительно-вычислительного контроллера FloBoss S600+, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Часть измерительных компонентов РСИКН формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК) метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.
РСИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из 1 измерительной линии (ИЛ), системы сбора, обработки информации и управления (далее - СОИ). Монтаж и наладка РСИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на РСИКН и ее компоненты.
РСИКН установлена последовательно с системой измерений количества и показателей качества нефти №733 ПСП «Козьмино» в связи с чем предусмотрена возможность измерения массы брутто нефти с применением результатов измерений плотности нефти блоке измерений показателей качества нефти системы измерений количества и показателей качества нефти №733 ПСП «Козьмино» СИ указанными в таблице 1.
В состав РСИКН 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 РСИКН
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
1 |
2 |
Расходомер ультразвуковой UFM 3030 |
48218-11 |
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-04, 14061-10 |
Датчики температуры 644, 3144P |
39539-08 |
Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ, МВПТИ |
26803-06 |
Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ и ВТИ |
1844-63 |
Термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 |
303-91 |
Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835, 7845, 7846, 7847) модель 7835 |
15644-06 |
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модель (мод. 7825, 7826, 7827, 7828, 7829) модель 7829 |
15642-06 |
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-05 |
Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным входным сигналом ТСПУ, модели 65-644 |
27129-04 |
Контроллер измерительный FloBoss S600+ |
81438-21 |
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав РСИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
РСИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- автоматическое измерение объемного расхода нефти в рабочем диапазоне (м3/ч);
-
- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
-
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа);
-
- поверку и контроль метрологических характеристик ультразвукового расходомера с помощью стационарной трубопоршневой поверочной установки и турбинных преобразователей расхода, используемых в качестве компараторов;
-
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
-
- формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об отказе системы и ее составных элементах).
Заводской номер РСИКН наносится на табличку, установленную на РСИКН.
Нанесение знака поверки на РСИКН не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке РСИКН.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч |
от 700 до14000 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,5 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,6 |
Таблица 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 |
1-12 |
ИК силы тока |
12 (СОИ) |
Аналоговые входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 4 до 20 мА |
±0,04 % (относительная) | |
13, 14 |
ИК частоты |
2 (СОИ) |
Частотные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 1 до 10000 Гц |
±0,001 (относительная) | |
15 |
ИК количества импульсов |
1 (СОИ) |
Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
(диапазон частот от 1 до 10000 Гц) |
±1 (абсолютная |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Температура окружающего воздуха, °С: |
от -50 до +40 |
Параметры электрического питания:
|
400±40/230±23 50±1 |
Средняя наработка на отказ, ч |
20 000 |
Режим работы РСИКН |
периодический, автоматизированный |
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
Характеристики измеряемой среды:
|
от 830 до 890 от 0,3 до 1,6 от -8* до +50 1,0 от 4,5 до 60,0 |
П р и м е ч а н и е * - влагомер применяется только при значении температуры нефти в БИК не менее +5°С. Перед БИК установлен подогреватель нефти для поддержания рабочей температуры нефти в БИК от +5°С до +50°С. |