Системы измерений количества и показателей качества нефти Морского терминала АО "КТК-Р"
Номер в ГРСИ РФ: | 68338-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | Корпорация "EN-FAB, Inc.", США |
Системы измерений количества и показателей качества нефти Морского терминала АО «КТК-Р» (далее - СИКН) (№ 42-РК-А510 и № 42-РК-А520) предназначены для измерений массы и показателей качества нефти.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 68338-17 |
Наименование | Системы измерений количества и показателей качества нефти Морского терминала АО "КТК-Р" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | на 2 шт. с зав.№ 42-РК-А510, 42-РК-А520 |
Производитель / Заявитель
Корпорация "EN-FAB, Inc.", США
Поверка
Зарегистрировано поверок | 10 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 10 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
68338-17: Описание типа СИ | Скачать | 273 КБ | |
68338-17: Методика поверки НА.ГНМЦ.0150-17 МП | Скачать | 462 КБ |
Описание типа
Назначение
Системы измерений количества и показателей качества нефти Морского терминала АО «КТК-Р» (далее - СИКН) (№ 42-РК-А510 и № 42-РК-А520) предназначены для измерений массы и показателей качества нефти.
Описание
Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений по результатам измерений в трубопроводе:
- объёма нефти с помощью преобразователей расхода, давления и температуры;
- плотности нефти с помощью поточных преобразователей плотности, давления и температуры.
Системы представляют собой единичные экземпляры измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка систем осуществлены непосредственно на объектах эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на системы и их компоненты.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК) и системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, семи рабочих и одной резервной измерительных линий (ИЛ). На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений (номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- фильтр-грязеуловитель в комплекте с преобразователем разности давления, предназнченными для контроля перепада давления на фильтрах;
- расходомер-счетчик жидкости турбинный HELIFLU TZ-N 250-2000 (регистрационный № 15427-96), или преобразователь расхода жидкости турбинный HELIFLU TZ-N 250-2000 (регистрационный № 15427-06), или преобразователь расхода жидкости турбинный геликоидный HTM 10 (регистрационный № 38725-08), или преобразователь расхода турбинный HTM 10 (регистрационный № 56812-14);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99, № 14061-04 или № 14061-10);
- преобразователь измерительный (интеллектуальный) к датчикам температуры 3144 (регистрационный № 14683-95), или преобразователь измерительный 3144 к датчикам температуры (регистрационный № 14683-00), или преобразователь измерительны 3144Р (регистрационный № 14683-04 или № 14683-09) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-01 или № 22257-11);
- датчик температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08) для измерений и местной индикации температуры;
- манометр для местной индикации давления.
На входном коллекторе БИЛ установлены:
- манометр для местной индикации давления;
- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012.
БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства (номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений):
- преобразователи плотности измерительные модели 7835 (регистрационный № 15644-96) либо преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (регистрационный № 15644-01, № 15644-06 или № 52638-13);
- преобразователи плотности и вязкости измерительные модели 7827 (регистрационный № 15642-96), либо преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 (регистрационный № 15642-06), предназначенные для оперативного контроля вязкости нефти;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-01 или № 14557-10), предназначенные для оперативного контроля влагосодержания нефти;
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99 или № 14061-10);
- преобразователь измерительный (интеллектуальный) 3144 к датчикам температуры (регистрационный № 14683-95) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-11);
- датчики температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08) для измерений и местной индикации температуры;
- преобразователь объема жидкости турбинный Smith Meter Guardsman G (регистрационный № 12750-00), либо преобразователь расхода жидкости турбинный Smith Meter Guardsman G (регистрационный № 12750-05);
- две системы смешивания и отбора проб Clif Mock True Cut;
- весы электронные Mettler Toledo DB 60sx для контроля наполнения пробоотборных емкостей (регистрационный № 19620-03);
- пробоотборник нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;
- манометры для местной индикации давления.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят девять измерительно-вычислительных комплексов (ИВК), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, два автоматизированных рабочих места оператора (АРМ-оператора), на базе персонального компьютера с программным комплексом на базе SCADA-системы «InTouch v.7.0» фирмы «Wonderware», оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством и программируемый логический контроллер ControlLogix серии PLC5550 (далее - ПЛК).
Восемь ИВК предназначены для вычисления параметров потока нефти, перекачанной через БИЛ (каждый - отдельно на одну из измерительных линий), девятый ИВК предназначен для вычисления показателей качества в БИК и для приема сигналов с поверочной установки. В качестве ИВК применяются следующие СИ (номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений):
- вычислители расхода жидкости и газа модели 7951 (регистрационный № 15645-06);
- устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7951 (регистрационный № 26579-04).
АРМ оператора суммирует объем и массу с ИВК и автоматически формирует и печатает по запросу 2-х часовые отчеты, а по окончании партии (суток) автоматически формирует и распечатывает отчет СИКН за период приема-сдачи нефти.
ПЛК отвечает за контроль состояния и дистанционное управление электроприводами задвижек, регуляторов расхода, насосов и пробоотборников, а также системами вентиляции, пожарной сигнализацией и газоанализа в БИК.
Поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода проводят с помощью поверочной установки, расположенной на одной площадке с СИКН и включающей в себя следующие средства измерений (номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений):
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная EN-FAB, зав. № BMP-99021-07 (регистрационный № 54057-13);
- преобразователь давления измерительный 3051 (регистрационный № 14061-99 или № 14061-10);
- преобразователь измерительный (интеллектуальный) 3144 к датчикам температуры (регистрационный № 14683-95) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационный № 22257-11);
- датчики температуры 3144Р (регистрационный № 39539-08) для измерений и местной индикации температуры;
- манометры для местной индикации давления.
СИКН 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), плотности (кг/м3), вязкости (мм2/с) нефти, объемной доли воды в нефти (%);
- автоматическое вычисление массовой доли воды в нефти (%);
- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода (ПР) по стационарной или передвижной поверочной установке;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
При выходе из строя СИ допускается замена отказавшего СИ на другое, аналогичного типа по техническим и метрологическим характеристикам.
Средства измерений, применяемые для оперативного контроля технологических параметров и показателей качества нефти (преобразователи перепада давления на фильтрах, преобразователи плотности и вязкости измерительные модели 7827, влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, весы электронные Mettler Toledo DB 60sx и преобразователь расхода жидкости турбинный в БИК), подлежат калибровке.
Общий вид СИКН приведен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКН.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания средств измерений, входящие в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения оттисков клейм или наклеек на эти средства измерений в соответствии с методиками поверки этих средств измерений.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН реализовано в ИВК, ПЛК и АРМ-оператора. Встроенное в ИВК ПО представляет собой микропрограмму, предназначенную для обеспечения функционирования прибора и управления интерфейсом. ПО ИВК реализовано аппаратно и является метрологически значимым. ПО ИВК производит обработку сигналов, поступающих со средств измерений, установленных на СИКН, и производит расчет массы нефти.
ПО АРМ-оператора выполняет функции передачи данных с ИВК для их отображения на станциях оператора и предназначено для отображения функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, а также суммирование количества нефти, измеренной ИВК и формирование отчетных документов. К метрологически значимой части ПО АРМ-оператора относится файл «00000292.nmd» для СИКН №42-РК-А510 и файл «00000387.nmd» для СИКН №42-РК-А520.
ПО ПЛК не относится к метрологически значимой части ПО системы и предназначено для контроля и управления технологическими процессами.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений, обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием ограничения доступа, установкой логинов и паролей разного уровня доступа. Доступ к ПО для пользователя закрыт. Конструкция системы исключает возможность несанкционированного влияния на ПО системы и измерительную информацию.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН
Идентиф икационные данные (признаки) |
Значение | ||
ИВК |
АРМ-оператора СИКН №42-РК-А510 |
АРМ-оператора СИКН №42-РК-А520 | |
Идентиф икационное наименование ПО |
- |
00000292.nmd |
00000387.nmd |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2510 Iss 4.04 |
- |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
- |
362c088ccbfe80880c 240715a161b5ae |
93a2a577edb95c0550 bf19fbb2cfd8d1 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
- |
MD5 |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч |
от 200 до 12700 |
Диапазон измерений температуры нефти, °С |
от 0 до +50 |
Диапазон измерений плотности нефти, кг/м3 |
от 700 до 1000 |
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений давления нефти, МПа |
от 0 до 3,0 |
Пределы основной приведенной погрешности к диапазону измерений давления, % |
±0,15 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры нефти, °С |
±0,2 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3 |
±0,30 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема нефти, % |
±0,15 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Рабочая среда |
нефть |
Количество измерительных линий, шт. |
8 (7 рабочих, 1 резервная) |
Рабочий диапазон температуры нефти, °С |
от 0 до +50 |
Рабочий диапазон давления нефти, МПа |
от 0,2 до 2,9 |
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 |
от 770 до 850 |
Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с |
от 1 до 10 |
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
Содержание свободного газа |
не допускается |
Параметры электропитания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38 220±22 50±1 |
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование, °С, не менее - относительная влажность окружающего воздуха, % - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % - атмосферное давление, кПа |
от -40 до +60 +5 от 45 до 80 от 45 до 80 от 96 до 104 |
Режим работы СИКН |
периодический |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Система измерений количества и показателей качества нефти Морского терминала АО «КТК-Р» (№42-РК-А510, №42-РК-А520) |
- |
2 шт. |
Инструкция по эксплуатации систем измерений количества и показателей качества нефти Морского терминала АО «КТК-Р». СИКН №42-РК-А510, СИКН №42-РК-А520 |
- |
1 экз. |
Наименование |
Обозначение |
Количество |
ГСИ. Системы измерений количества и показателей качества нефти Морского терминала АО «КТК-Р». Методика поверки |
НА.ГНМЦ.0150-17 МП |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0150-17 МП «ГСИ. Системы измерений количества и показателей качества нефти Морского терминала АО «КТК-Р». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 10.05.2017 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная на базе весов ОГВ или эталонных мерников 1-го разряда, либо передвижная поверочная установка 1 разряда по ГОСТ 8.510-2002;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная EN-FAB (регистрационный № 54057-13);
- установка пикнометрическая (регистрационный № 21551-01);
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (регистрационный № 39214-08);
- манометр избыточного давления грузопоршневой МП-60 с пределами допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,02% (регистрационный № 31703-06);
- калибратор температуры JOFRA серии RTC-R модели RTC-157B (регистрационный № 46576-11).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
«ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системами измерений количества и показателей качества нефти 42-РК-А510 и 42-РК-А520 на Морском Терминале ЗАО «Каспийский Трубопроводный Консорциум», утверждена ФГУП ВНИИР 21.09.2006 г., зарегистрирована в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2005.01663.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
МИ 3532-2015 Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти
CPC 70008 Технические требования на узлы учета нефти
Инструкция по учету нефти в системе КТК