Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС "Требса" ООО "Башнефть-Полюс"
| Номер в ГРСИ РФ: | 68435-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг", г.Уфа |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 68435-17 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2064 ЦПС "Требса" ООО "Башнефть-Полюс" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 353 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг", г.Уфа
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 68435-17: Описание типа СИ | Скачать | 94 КБ | |
| 68435-17: Методика поверки МП 0901/2-311229-2017 | Скачать | 577.4 КБ |
Описание типа
Назначение
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.
Описание
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.
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 |
Технические характеристики
Метрологические характеристики СИКНС представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики 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 импульсного сигнала, импульс |
±1 на 10000 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* * - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 2,0 до 5,0 % включительно*** - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 5,0 до 10,0 % включительно*** - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 10,0 до 15,9 % включительно*** |
±0,34 ±0,37 ±0,44 ±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, %: - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 2,0 % включительно - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 2,0 до 5,0 % включительно - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 5,0 до 10,0 % включительно - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 10,0 до 15,9 % включительно |
±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 - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание растворенного газа - содержание свободного газа |
от 740 до 880 20 0,05 100 не допускается не допускается |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока силового оборудования, В - напряжение переменного тока технических средств СОИ, В - частота переменного тока, Г ц |
380-56 220--22 50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВА, не более |
40 |
|
Г абаритные размеры, мм, не более а) блок-бокс: - длина - ширина - высота б) шкаф СОИ: - глубина - ширина - высота |
12000 12000 4750 600 1000 2000 |
Продолжение таблицы 4
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Масса, кг, не более: - блок-бокс - шкаф СОИ |
20000 350 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа |
от +15 до +36 95 от 84,0 до 106,7 |
Знак утверждения типа
на титульный лист паспорта по центру типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС представлена в таблице 5.
Т а б л и ц а 5 - Комплектность средства измерений
|
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. |
Сведения о 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 документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
