|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" |
| Обозначение типа | Обозначение отсутствует |
| Производитель | Общество с ограниченной ответственностью "Торгово-Производственное Предприятие НЕФТЕАВТОМАТИКА" (ООО "ТПП Нефтеавтоматика"), г. Уфа |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 1 год |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | 76 |
| 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 | | 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 | | 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
для цифрового идентификатора 0х1990 или 1990 |
|
| Метрологические и 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 | Наимено-вание ИК | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерений | Пределы допускаемой погрешности ИК | | 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)(относи-тельная) | | 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) | | 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) | | | 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. (абсо-лютная, 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 %(относи-тельная) | | 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
-15 %
+10 %
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 | 6,0 | | – в рабочем диапазоне температур | от 2,5 до 25 | | – плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 | от 805 до 850 | | – температура, (С | от +5 до +40 | | – массовая доля воды, %, не более | 0,5 | | – массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | | – массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 | | – массовая доля парафина, %, не более | 6 | | – массовая доля серы, %, не более | 1,8 | | – давление насыщенных паров, кПа, (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) | | – содержание свободного газа | не допускается |
|
| 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. | | Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. | | Методика поверки | НА.ГНМЦ.0517-21 МП | 1 экз. |
|
| Поверка | 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 и технические документы | , устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
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 |
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Торгово-Производственное Предприятие НЕФТЕАВТОМАТИКА» (ООО «ТПП Нефтеавтоматика»)
ИНН 0276119684
Адрес: 450022, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, д. 134/7, офис 309
Телефон: +7 (347) 246-58-65, +7 (347) 294-09-44
Web-сайт: tpp-n.ru
E-mail: tppnafta@yandex.ru |
| Испытательный центр | Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а;
Телефон: +7 (843) 567-20-10, 8-800-700-78-68
Факс: +7 (843) 567-20-10
E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru;
Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366.
|
