Система измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса "Юрий Корчагин"
Номер в ГРСИ РФ: | 54213-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | Компания "Alderley FZE", ОАЭ |
54213-13: Описание типа СИ | Скачать | 94.2 КБ |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 54213-13 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса "Юрий Корчагин" |
Класс СИ | 29.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | ОАЭ |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 813 п. 30 от 12.07.2013 |
Производитель / Заявитель
Компания "Alderley FZE", ОАЭ
ОАЭ
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МЦКЛ.0027 МП |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 2 года |
Зарегистрировано поверок | 21 |
Найдено поверителей | 12 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 21 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
54213-13: Описание типа СИ | Скачать | 94.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений и контроля массового расхода, массы, давления, температуры, плотности и влагосодержания нефти, выработки сигналов управления и регулирования, выполнения функций сигнализации, а также накопления, регистрации и хранения информации об измеряемых технологических параметрах.
Система установлена на плавучем нефтехранилище «Ю. Корчагин» морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин» (далее - МПК), территориально расположенного в Российском секторе северной части Каспийского моря.
Система применяется при проведении измерений и учета нефти, по качеству соответствующей ГОСТ Р 51858-2002, поступающей на МПК по подводному нефтепроводу с морской ледостойкой стационарной платформы нефтяного месторождения им. Ю. Корчагина и отгружаемой с МПК в танкеры челноки для транспортировки.
Описание
Принцип действия системы состоит в получении измерительной информации с помощью измерительных преобразований, обработки результатов измерений, индикации, регистрации результатов измерений и результатов их обработки.
При измерении массы нефти реализован прямой метод динамических измерений с использованием счётчиков-расходомеров массовых.
Система конструктивно состоит из следующих модулей:
- технологический модуль поступающей нефти;
- технологический модуль отгружаемой нефти;
- блок обработки информации и управления.
Каждый технологический модуль представляет собой закрытый блок-бокс помещение с размещенными внутри технологическими блоками, оснащенными первичными измерительными преобразователями измерительных каналов, а также вспомогательным технологическим и электрическим оборудованием - фильтрами, насосами, регулирующими клапанами и электроприводными задвижками и т.д. Технологические модули оборудованы системой обогрева, вентиляции и кондиционирования, системой освещения, детекторами обнаружения пожара и загазованности, устройствами пожаротушения. Детекторы обнаружения пожара и загазованности, а также устройства пожаротушения интегрированы в соответствующие судовые системы плавучего нефтехранилища перегрузочного комплекса.
Блок обработки информации и управления (далее - БОИ) состоит из четырех стандартных шкафов фирмы «Rittal» со смонтированными в них контроллерами измерительными FloBoss S600 (номер в Госреестре СИ РФ 38623-08), искробезопасными барьерами, коммуникационным оборудованием, компьютерами диспетчерского управления и другим оборудованием. Также блок обработки информации и управления включает устройства печати, удаленное рабочее место оператора и источник бесперебойного питания с батареями.
Технологические модули поступающей и отгружаемой нефти соединены с БОИ кабельными линиями связи.
В составе системы имеются следующие измерительные каналы, применяемые в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений:
- измерительный канал массового расхода и массы отгружаемой нефти - 3 шт.;
- измерительный канал избыточного давления отгружаемой нефти - 3 шт.;
- измерительный канал температуры отгружаемой нефти - 3 шт.;
- измерительный канал плотности в блоке измерений параметров качества
( далее - БИК) отгружаемой нефти - 1 шт.;
- измерительный канал влагосодержания отгружаемой нефти - 1 шт.;
- измерительный канал избыточного давления в БИК отгружаемой нефти - 1 шт.;
- измерительный канал температуры в БИК отгружаемой нефти - 1 шт.;
- измерительный канал плотности нефти в поверочной установке - 1 шт.;
- измерительный канал температуры в поверочной установке - 3 шт.;
- измерительный канал избыточного давления в поверочной установке - 2 шт.;
- измерительный канал массового расхода и массы поступающей нефти - 2 шт.;
- измерительный канал избыточного давления поступающей нефти - 2 шт.;
- измерительный канал температуры поступающей нефти - 2 шт.
Остальные измерительные каналы в составе системы являются вспомогательными и находятся вне сфер государственного регулирования обеспечения единства измерений.
Поверочная установка (ПУ), предусмотренная для проверки (определения) метрологических характеристик измерительных каналов массового расхода и массы, выполнена на основе установки трубопоршневой SYNCROTRAK S-35 (далее - ТПУ) (номер в Госреестре СИ РФ 28232-04).
В системе предусмотрена многоступенчатая защита от несанкционированного доступа к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и баз данных, ведение журналов событий системы). Пломбировка системы осуществляется путем пломбировки средств измерений, измерительных преобразователей и оборудования. Схемы пломбировки системы соответствуют рекомендациям МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) системы разделено на встроенное и внешнее.
Встроенное ПО, реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600 (свидетельство об аттестации № 1551014-06 от 12.12.2006, выдано ФГУП «ВНИИР»), хранит все процедуры, функции и подпрограммы, для автоматизированного выполнения функций сбора, обработки, отображения, регистрации и хранения информации по результатам измерений количества и параметров нефти.
Внешнее ПО, реализованное на базе прикладной программы Citect SCADA и установленное на компьютерах диспетчерского управления, служит для отображения данных, полученных с контроллеров измерительных FloBoss S600, их систематизации, архивирования и передачи результатов измерений в компьютерную сеть.
Идентификационные данные внешнего ПО в соответствии с таблицей 1.
Таблица 1
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Программное обеспечение системы измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин», заводской № 5096 |
Yu Kochagina Oil Metering System |
- |
- |
- |
Для защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в системе используется многоуровневая система защиты, которая реализована на основе разграничения прав пользователей и паролей. Каждому пользователю присваивается уровень защищенного доступа и пароль. Для редактирования системных конфигураций системы требуется специальное программное обеспечение.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Диапазон измерений - массового расхода отгружаемой нефти, т/ч.....................................................от 80 до 1260
- массового расхода поступающей нефти, т/ч......................................................от 29 до 350
Диапазон измерений избыточного давления нефти, кПа ............................................ от 0 до 1600
Диапазон измерений температуры нефти, °С................................................................... от 0 до 75
Диапазон измерений температуры планки с оптическими переключателями ТПУ, °С.......................................................... от 0 до 75
Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3............................................................ от 300 до 1100
Диапазон измерений влагосодержания нефти, об. %...................................................... от 0 до 10
Максимальный расход ТПУ, м3/ч................................................................................................795
Номинальный объем ТПУ, дм3 ...................................................................................................94,6
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода нефти, %..................................................................................± 0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы брутто нефти при доверительной вероятности 0,95, %..................................................................................................................± 0,25
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления нефти, %.................................................................................................± 0,25
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, °С............................................................................................± 0,3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры планки с оптическими переключателями ТПУ, °С................................................................................± 0,3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений влагосодержания нефти
- при измерениях объемной доли воды в диапазоне от 0 до 4 %, %
- при измерениях объемной доли воды в диапазоне от 4 до 10 %, %
Пределы допускаемой относительной погрешности ТПУ при воспроизведении объема, %.....................................................................................± 0,05
Рабочие условия эксплуатации
для оборудования в помещениях технологических модулей
- диапазон температуры окружающего воздуха, °С...................................от 15 до 25
- относительная влажность окружающего воздуха, %, при 30 °С и ниже без конденсации влаги...............................................не более 95
- диапазон атмосферного давления, кПа..............................................от 84 до 106,7
- класс взрывоопасной зоны по ПУЭ............................................................. В-1а
- категория и группа взрывоопасной смеси...................................................IIA-T3
для блока обработки информации и управления
- диапазон температуры окружающего воздуха, °С....................................от 15 до 30
- относительная влажность окружающего воздуха, % в диапазоне рабочих температур.........................................................не более 95
- диапазон атмосферного давления, кПа..............................................от 84 до 106,7
Напряжение питающей электросети, В......................................................(380; 220) -10%
Частота переменного тока, Гц........................................................................(50 ±0,4)
Потребляемая мощность, кВА, не более.................................................................. 120
Габаритные размеры модулей
- модуль поступающей нефти ВхШхД, мм, не более........................... 3600x4000x9000
- модуль отгружаемой нефти ВхШхД, мм, не более........................... 3600x8000x15000
- блок обработки информации и управления ВхШхГ, мм, не более.........2175x1615x1215
Масса модулей
- модуль поступающей нефти, кг, не более
- модуль отгружаемой нефти, кг, не более
- блок обработки информации и управления, кг, не более
Срок службы, лет, не менее
Среднее время наработки на отказ, ч..................................................................40 000
Условное давление оборудования.......................................................ANSI 150 (1,6 МПа)
Измеряемая среда..............................................................нефть по ГОСТ Р 51858-2002
Режим измерений поступающей нефти..................................................... непрерывный
Режим измерений отгружаемой нефти.................................................... периодический
Основные характеристики измерительных каналов системы, применяемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, приведены в таблице 2.
Таблица 2
Наименование измерительного канала, пределы допускаемой погрешности, диапазон измерений |
Состав измерительного канала | |||
в рабочих условиях |
диапазон измерений |
Первичный измерительный преобразователь (тип, пределы допускаемой основной погрешности) |
Промежуточный преобразователь (тип, пределы допускаемой основной погрешности), барьер искробезопасности |
Измерительный контроллер (тип, используемый вход/выход, пределы допускаемой основной погрешности) |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Измерительный канал избыточного давления нефти | ||||
±0,25 % (приведенная) |
от 0 до 1600 кПа |
Преобразователь давления измерительный 3051, ±0,04 % (привед.), номер в Г осреестре 14061-04 |
Преобразователь измерительный MTL 5042, ±10,0 мкА (абс.), номер в Г осреестре 27555-09; Преобразователь ток/ напряжение (Резистор R250), ±0,01% (привед.) |
Контроллер измерительный FloBoss S600, вход напряжения от 1 до 5 В, ±0,005 % (привед.), номер в Г осреестре 38623-08 |
Измерительный канал температуры нефти (планки с оптическими переключателями ПУ) | ||||
±0,3 °С (абсолютная) |
от 0 до 75 °С |
Датчик температуры 644 (3144Р) ±0,22 °С (абс.), номер в Госреестре 39539-08 в составе термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, Pt-100, класс А; преобразователь измерительный 644 (3144Р) |
Преобразователь измерительный MTL 5042, ±10,0 мкА (абс.), номер в Г осреестре 27555-09; Преобразователь ток/напряжение (Резистор R250), ±0,01% (привед.) |
Контроллер измерительный FloBoss S600, вход напряжения от 1 до 5 В, ±0,005 % (привед.) номер в Г осреестре 38623-08 |
Измерительный канал массового расхода и массы нефти | ||||
±0,25 % (относительная) |
от 80 до 630 т/ч |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели DS600 с преобразователем 2700, ±0,1 % (относит.), номер в Г осреестре 13425-06 |
Искробезопасный барьер MTL 5032 (импульсный изолятор) |
Контроллер измерительный FloBoss S600, вход импульсный, ± 1 имп. на 10000 импульсов, номер в Г осреестре 38623-08 |
±0,25 % (относительная) |
от 29 до 350 т/ч |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 400 с преобразователем 2700, ±0,1 % (относит.), номер в Г осреестре 13425-06 |
Искробезопасный барьер MTL 5032 (импульсный изолятор) |
Контроллер измерительный FloBoss S600, вход импульсный, ± 1 имп. на 10000 импульсов, номер в Г осреестре 38623-08 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Измерительный канал плотности нефти | ||||
±0,3 кг/м3 (абсолютная) |
от 300 до 1100 кг/м3 |
Преобразователь плотности жидкости измерительный, модель 7835, ±0,15 кг/м3 (абс.) номер в Г осреестре 15644-06 |
Искробезопасный барьер MTL 5032 (импульсный изолятор) |
Контроллеры измерительные FloBoss S600, вход частотный, ± 0,1 Гц, номер в Г осреестре 38623-08 |
Измерительный канал влагосодержания нефти | ||||
±0,1 % (абсолютная) при измерении объемной доли воды от 0 до 4 % |
от 0 до 10 % (объемных) |
Влагомер поточный модели L, ±0,05 % (абс.) при измерениях объемной доли воды от 0 до 4 %, ±0,15 % (абс.) при измерениях объемной доли воды от 4 до 10 %, номер в Г осреестре 25603-03 |
Преобразователь измерительный MTL 5042, ±10,0 мкА (абс.), номер в Г осреестре 27555-09; Преобразователь ток/ напряжение (Резистор R250), ±0,01% (привед.) |
Контроллеры измерительные FloBoss S600, вход напряжения от 1 до 5 В, ±0,005 % (привед.), номер в Г осреестре 38623-08 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносят типографским способом в верхней части титульного листа руководства по эксплуатации и формуляра.
Комплектность
В комплект системы входят: система измерений количества и показателей качества нефти, включающая технологический модуль поступающей нефти, технологический модуль отгружаемой нефти, блок обработки информации и управления, кабельные линии связи; комплект ЗИП; программное обеспечение на CD; комплект эксплуатационной документации, методика поверки.
Поверка
осуществляется по документу МЦКЛ.0027.МП «Система измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин», заводской № 5096. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 24.05.2013 г.
Основные средства поверки:
- установка пикнометрическая H&D Fitzgerald Ltd, диапазон измерений плотности от 700 до 1600 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,1 кг/м3;
- мерник металлический эталонный 1 разряда, типа М, номинальный объем - 94,6 дм3, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,02 %;
- расходомер жидкости турбинный, максимальный расход 1350 м3/ч, динамический диапазон измерений расхода 10:1, пределы относительной погрешности не более ± 0,15 %;
- калибратор давления DPI 615, диапазон задания давления от 0 до 70 МПа, пределы допускаемой приведенной погрешности ± 0,025%;
- калибратор многофункциональный MCX II-R, диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы основной допускаемой погрешности ± (0,02% показаний + 1,0 мкА);
- цифровой калибратор температуры ATC-R, диапазон задания температуры от минус 27 до плюс 150 °С, пределы абсолютной погрешности от ±0,04 до ±0,1 °С.
Сведения о методах измерений
изложена в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин», ФР.1.29.2013.14859.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»;
2 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»;
3 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»;
4 ГОСТ 51330.0 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования»;
5 Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденные приказом Минпромэнерго России от 31.03. 2005 г. № 69;
6 Техническая документация фирмы изготовителя.
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.