Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 83828-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного измерения массы нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 83828-21 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 76 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Торгово-Производственное Предприятие НЕФТЕАВТОМАТИКА" (ООО "ТПП Нефтеавтоматика"), г. Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 20 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 20 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 12.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 83828-21: Описание типа СИ | Скачать | 396.1 КБ | |
| 83828-21: Методика поверки | Скачать | 17.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного измерения массы нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на прямом методе динамических измерений массы нефти.
При прямом методе динамических измерений массу нефти определяют с применением расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы массовых расходомеров поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительных контроллеров FloBoss S600+, которые преобразуют их и вычисляют массу нефти по реализованному в них алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из:
- блока фильтров (далее - БФ),
- блока измерительных линий (далее - БИЛ),
- блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК),
- системы обработки информации (далее - СОИ),
- узла подключения передвижной поверочной установки.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
В состав СИКН 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 СИКН
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
1 |
2 |
|
Расходомеры массовые Promass с первичным преобразователем расхода Promass F DN 150 и вторичным электронным преобразователем 83 |
15201-05 |
|
Расходомеры массовые Promass с первичным преобразователем расхода Promass F DN 150 и вторичным электронным преобразователем 83 |
15201-11 |
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP |
23360-02 |
Продолжение таблицы 1
|
Наименование измерительного компонента |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP |
71892-18 |
|
Преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD 75 |
16781-04 |
|
Преобразователи измерительные iTemp |
26240-03 |
|
Преобразователи измерительные iTemp |
26241-03 |
|
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR |
26239-06 |
|
Термопреобразователи сопротивления платиновые TR |
68002-17 |
|
Преобразователи измерительные ТМТ |
57947-19 |
|
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 |
15644-06 |
|
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 |
52638-13 |
|
Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass E DN 40 и вторичным электронным преобразователем 40 |
15201-05 |
|
Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass E DN 40 и вторичным электронным преобразователем 40 |
15201-11 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1 пм |
14557-05 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1 пм |
14557-15 |
|
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 |
15642-06 |
|
Преобразователь плотности и вязкости FVM |
62129-15 |
|
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ |
53902-13 |
|
Манометры для точных измерений типа МТИ |
1844-63 |
|
Манометры для точных измерений типа МТИ |
1844-15 |
|
Манометры избыточного давления МТИф |
34911-07 |
|
Манометры ФТ МТИф |
60168-15 |
|
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 |
303-91 |
|
Термометры лабораторные стеклянные ТЛС-4 |
32786-08 |
|
Термометры лабораторные стеклянные с взаимозаменяемым конусом КШ 14/23 |
4661-91 |
|
Преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н |
42693-15 |
|
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ |
64224-16 |
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне;
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода;
- автоматическое измерение температуры, давления, плотности нефти, объемной доли воды в нефти, динамической вязкости нефти, массового расхода нефти через БИК;
- вычисление массы нетто нефти, как разность массы брутто нефти и массы балласта, с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей, и массовой доли воды, полученных в аккредитованной испытательной лаборатории; массовой доли воды, вычисленной СОИ по результатам измерений объемной доли воды влагомером нефти поточным УДВН-1пм; кинематической вязкости, вычисленной СОИ по результатам измерений динамической вязкости;
- поверка и КМХ преобразователей расхода по стационарной или передвижной ПУ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- ручной отбор точечных проб нефти;
- защита алгоритма и ПО СИКН от несанкционированного доступа, путём установления паролей разного уровня доступа;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушения установленных границ;
- КМХ преобразователей вязкости, влагомеров поточных;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование протоколов поверки и КМХ средств измерений, формирование интервальных отчетов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (далее - ПО), представленное прикладным ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (основной и резервный) и АРМ оператора, реализованное ПО «Форвард «Pro».
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 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||||
|
Контроллеры FloBoss S600+ основной, резервный |
АРМ оператора ПО «Форвард «Pro» основное, резервное | ||||
|
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
ArmA.dll |
ArmMX.dll |
ArmF.dll |
ArmTPU.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.25 |
4.0.0.2 |
4.0.0.4 |
4.0.0.2 |
4.0.0.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1990 |
1D7C7BA0 |
E0881512 |
96ED4C9B |
55DCB371 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC16 |
CRC32 | |||
Примечание - допускается отображение идентификационных данных (признаков) ПО на ЖК-дисплее контроллера или web-интерфейсе в форматах с указанием дополнительных символов или без них, например:
для номера версии 06.25 или 06.25/25
|
Идентификационные |
Значение | ||
|
данные (признаки) |
Контроллеры FloBoss S600+ основной, резервный |
АРМ оператора ПО «Форвард «Pro» основное, резервное | |
|
для цифрового идентификатора |
0х1990 или 1990 | ||
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
от 130,0 до 834,0 |
|
Пределы относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных
измерительных каналов (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, 2, 3 |
ИК массового расхода нефти |
3 (ИЛ 1, ИЛ 2, ИЛ 3) |
Расходомеры массовые Promass |
Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 80 до 350 т/ч |
не более ±0,25 %1) (относительная) |
|
4-24 |
ИК силы постоянного тока |
20 (СОИ) |
Преобразова-тели измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н |
Аналоговые входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 4 до 20 мА |
не более ±0,04 % (приведенная) |
|
25-26 |
ИК вязкости нефти |
2 (БИК, СОИ) |
Преобразова-тель плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829 |
Аналоговые входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 2 до 10 мПа^с |
не более ±0,21 мПа^с (абсолютная) |
|
Преобразова-тель плотности и вязкости FVM |
от 10 до 22 мПа •с |
не более ±1,05 мПа^с (абсолютная) | ||||
|
27-28 |
ИК плотности нефти |
2 (БИК, СОИ) |
Преобразова-тель плотности жидкости измерительный модели 7835 |
Частотные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
От 805 до 850 кг/м3 |
не более ±0,32 кг/м3 (абсолютная) |
|
29-36 |
ИК частоты |
8 (СОИ) |
- |
от 50 до 10000 Гц |
не более ±0,004% (относительная) | |
|
37-48 |
ИК количества импульсов |
12 (СОИ) |
- |
Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ |
от 1 до 16^ 106 имп. (диапазон частот от 50 до 10000 Гц) |
не более ±1 имп. (абсолютная, на каждые 10000 имп.) |
|
49-52 |
ИК вычисления физических свойств, массы, объема, объемного и массового расхода |
4 (СОИ) |
- |
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ |
не более ±0,004 % (относительная) | |
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав ИК |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемой погрешности ИК | |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||||
1) - Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов.
|
Таблица 5 - Основные технические характеристики | |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий, шт. |
4 (3 рабочих, 1 резервная) |
|
Температура окружающего воздуха (внутри помещений): - для первичных измерительных преобразователей, °С - для ИВК и АРМ оператора, °С |
от +5 до +40 от +15 до +28 |
|
Избыточное давление нефти, МПа |
от 0,3 до 1,0 |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
(220/380)+115°о% 50±1 |
|
Средняя наработка на отказ, ч |
20 000 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Физико-химические свойства измеряемой среды: | |
|
- вязкость кинематическая, мм2/с (сСт) - при температуре 20 °С, не более - в рабочем диапазоне температур - плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля парафина, %, не более - массовая доля серы, %, не более - давление насыщенных паров, кПа, (мм рт. ст.), не более - содержание свободного газа |
6,0 от 2,5 до 25 от 805 до 850 от +5 до +40 0,5 0,05 100 6 1,8 66,7 (500) не допускается |
Знак утверждения типа
наносится в правом нижнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», зав. № 76 |
- |
1 шт. |
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Инструкция по эксплуатации СИКН |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
НА.ГНМЦ.0517-21 МП |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ФР.1.28.2020.38071.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации № 1847 от 16.11.2020 г.
Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. 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
Смотрите также
