|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти Береговых сооружений для приема нефти, поступающей с морских месторождений Северного Каспия |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "ИМС Индастриз", г.Видное |
| 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 | зав.№ 137 |
| Назначение | Система измерений количества и показателей качества нефти Береговых сооружений для приема нефти, поступающей с морских месторождений Северного Каспия (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массового расхода, массы, давления, температуры, плотности и содержания воды в нефти, выработки сигналов управления и регулирования, выполнения функций сигнализации, а также накопления, регистрации и хранения информации об измеряемых технологических параметрах нефти, поступающей с морских месторождений Северного Каспия.
|
| Описание | Принцип действия системы основан на прямом методе динамических измерений массы брутто нефти с использованием измерительных каналов (ИК) массового расхода, выполненных на базе счётчиков-расходомеров массовых.
Массу нетто нефти вычисляет программное обеспечение системы, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли воды в нефти.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и конструктивно состоящей из следующих блоков:
- блок измерительных линий, включающий входной и выходной коллекторы, измерительные линии (ИЛ) и узел регулирования давления (далее - БИЛ);
- блок технологический (БТ), включающий блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК), поверочную установку (ПУ) и эталонную установку для поверки ПУ;
- блок аппаратной (далее - БА), включающий систему сбора, обработки информации и управления.
Измерения параметров нефти осуществляются с использованием ИК системы, состав которых представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав ИК системы
| Наименование ИК
(количество, место установки) | Диапазон
измерений | Пределы
допускаемой
погрешности ИК | Состав ИК | | ИК массового расхода и массы нефти
(3, ИЛ1, ИЛ2, ИЛ3) | от 180 до 600 т/ч 1) | ±0,25 %
(относительная) | Счетчик-расходомер массовый
Micro Motion CMFНС3
с преобразователем серии 2700 (45115-10) | Контроллер измерительный
FloBoss S600+ (57563-14)
(далее - FloBoss S600+)
в комплекте с искробезопасным барьером MTL 7787+ 2)
(далее - MTL 7787+) | | ИК температуры
нефти
(5, ИЛ1, ИЛ2, ИЛ3, вход ПУ, выход ПУ) | от -5,0 до +25,0 °С | ±0,3 °С
(абсолютная) | 1) Комплект:
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, класс А (22257-11)
(далее - термопреобразователь 65);
- преобразователь измерительный 644 или 3144 Р, (14683-09)
(далее - преобразователь 644).
2) Датчик температуры 644
(39539-08) | FloBoss S600+ в комплекте c MTL 7787+ (резистор R250 ±0,01 %) | | ИК избыточного
давления нефти
(5, ИЛ1, ИЛ2, ИЛ3, вход ПУ, выход ПУ) | от 0 до 1,6 МПа | ±0,5 %
(приведенная) | Преобразователь давления
измерительный 3051 (14061-10)
(далее - преобразователь 3051) | FloBoss S600+ в комплекте c MTL 7787+ (резистор R250 ±0,01 %) | | ИК дифференциального давления нефти
(5, ИЛ1, ИЛ2, ИЛ3, БИК) | от 0 до 248 кПа | ±0,3 %
(приведенная) | Преобразователь 3051 | FloBoss S600+ в комплекте c MTL 7787+ | | ИК плотности нефти БИК
(1, БИК) | от 780 до 840 кг/м3 | ±0,3 кг/м3
(абсолютная) | Преобразователь плотности
жидкости измерительный
модели 7835 (52638-13) | FloBoss S600+ в комплекте c MTL 7787+ |
Продолжение таблицы 1
| Наименование ИК
(количество, место установки) | Диапазонизмерений | Пределы допускаемой погрешности ИК | Состав ИК | | ИК объемной доли воды в нефти
(2, БИК) | от 0 до 4 %, | ±0,10 %
(абсолютная) | Влагомер поточный модели L (56767-14) | FloBoss S600+ в комплекте c MTL 7787+ | | ИК температуры
нефти БИК
(1, БИК) | от -5,0 до +25,0 °С | ±0,3 °С
(абсолютная) | Комплект:
- термопреобразователь 65
- преобразователь 644 | FloBoss S600+ в комплекте c MTL 7787+ | | ИК избыточного
давления нефти БИК
(1, БИК) | от 0 до 1,6 МПа | ±0,5 %
(приведенная) | Преобразователь 3051 | FloBoss S600+ в комплекте c MTL 7787+ | | ИК избыточного
давления нефти БИЛ
(1, БИЛвых) | от 0 до 1,6 МПа | ±0,5 %
(приведенная) | Преобразователь 3051 | FloBoss S600+ в комплекте c MTL 7787+ | | ИК объемного
расхода нефти в БИК
(1, БИК) | от 0 до 10 м3/ч | ±0,6 %
(относительная) | Расходомер-счетчик ультразвуковой Prosonic Flow 92F (29674-12) | FloBoss S600+ в комплекте c MTL 7787+ | | ИК плотности нефти
в ИЛ
(3, ИЛ1, ИЛ2, ИЛ3) | от 780 до 840 кг/м3 | ±0,6 кг/м3
(абсолютная) | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMFНС3 с преобразователем серии 2700 | FloBoss S600+ в комплекте c MTL 7787+ | | 1) Допускается отклонение до 10 % диапазона измерений при определении МХ ИК массового расхода и массы нефти;
2) Пассивные (без преобразования сигнала) искробезопасные барьеры. |
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- измерение массы нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- измерение температуры и давления нефти;
- измерение плотности нефти в рабочем диапазоне температуры и давления;
- измерение объемной доли воды в нефти;
- измерение разности давления в фильтрах;
- вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды в БИК с применением влагомера поточного;
- вычисление плотности нефти при стандартных условиях;
- вычисление объема нефти при рабочих и стандартных условиях;
- отбор проб нефти по ГОСТ 2517-12 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- индикация, регистрация, хранение и передача в системы верхнего уровня текущих, средних и интегральных значений измеряемых и вычисляемых параметров;
- контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;
- контроль (определение) метрологических характеристик ИК;
- формирование, архивирование и печать отчетов о результатах измерений и по учету нефти, контроля метрологических характеристик;
- защиту системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения настроек.
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 (СИ), входящих в состав системы. Схемы пломбировки СИ, входящие в состав системы соответствуют описаниям типа на СИ или рекомендациям МИ 3002-2006 «ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
|
| Программное обеспечение |
Программное обеспечение (ПО) системы разделено на встроенное и внешнее.
Встроенное ПО, реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600+, 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 «АРМ оператора СИКН», реализованное на базе прикладной программы InTouch Wonderware и установленное на диспетчерских серверах и автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора, служит для отображения данных, полученных с контроллеров FloBoss S600+, их систематизации, архивирования и передачи результатов измерений в локальную вычислительную сеть.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа многоуровневой системой 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 ПО.
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует высокому уровню защиты.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «АРМ оператора СИКН» приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | «АРМ оператора СИКН» | ПО
«FloBoss S600+» | | Идентификационное наименование ПО | ArmA.dll | ArmF.dll | ArmMX.dll | LinuxBinary.app | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 | 06.21 | | Цифровой идентификатор ПО | 8B71AF71 | F8F39210 | 30747EDB | 6051 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 | CRC32 | CRC32 | CRC16 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Метрологические характеристики системы представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Метрологические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение | | Диапазон измерений расхода нефти, т/ч | от 180 до 1200 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Технические характеристики системы представлены в таблице 4.
Таблица 4 - Технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение | | Количество ИЛ, шт. | 3 (2 рабочих, 1 резервная) | | Измеряемая среда | Нефть, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие
технические условия» | | Содержание свободного газа | Не допускается | | Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц | 220±22;
380±38
50±1 | | Условия эксплуатации: | | | - температура окружающего воздуха на открытой площадке БИЛ, °С | от -34 до +42 | | - температура окружающего воздуха в БТ, °С
- температура окружающего воздуха в БА, °С | от +5 до +35
от +15 до +35 | | Режим работы | непрерывный | | Срок службы, лет, не менее | 15 |
Таблица 5 - Параметры и показатели качества нефти
| Наименование показателя/характеристики | Значение | | Диапазон плотности нефти при температуре +20 °С, кг/м3 | от 780 до 840 | | Диапазон температуры нефти, °С | от 0 до +24 | | Диапазон давления нефти, МПа | от 0,3 до 1,5 | | Массовая доля воды, %, не более | 1,0 | | Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | | Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 800 | | Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более | 66,7 (500) |
|
| Комплектность | Комплектность системы представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность системы
| Наименование | Обозначение | Количество | | Система измерений количества и показателей качества нефти Береговых сооружений для приема нефти, поступающей с морских месторождений Северного Каспия, заводской № 137 | - | 1 шт. | | Инструкция по эксплуатации cистемы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) береговых сооружений для приема нефти, поступающей с морских месторождений Северного Каспия | И-05-01-16-04-17 | 1 экз. | | Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти Береговых сооружений для приема нефти, поступающей с морских месторождений Северного Каспия. Методика поверки | МП 0730-14-2018 | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 0730-14-2018 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти Береговых сооружений для приема нефти, поступающей с морских месторождений Северного Каспия. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 26 января 2018 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная СР 18” (рег. № 27778-09), номинальное значение вместимости измерительного участка 120 дм3, пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости измерительного участка ±0,05 %;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (рег. № 39214-08), пределы допускаемой абсолютной погрешности при формировании тока ±3 мкА в диапазоне от 0,5 до 22 мА, пределы допускаемой относительной погрешности при формировании периода импульсных последовательностей ±5·10-4 % в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ±2 имп. в диапазоне от 10 до 5·108 имп.;
- калибратор давления портативный Метран-517 (рег. № 39151-12) с модулем давления эталонным Метран-518 (регистрационный номер 39152-12), диапазон измерений избыточного давления от 0 до 1 МПа, от 0 до 6 МПа, пределы допускаемой основной приведенной погрешности ±0,02 %, пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности, вызванной изменением температуры окружающего воздуха от температуры от 18 до 22 °С на каждые 10 °С ±0,01 %;
- калибратор многофункциональный MCX II-R (рег. № 22237-08), диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА; пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ((0,02 % показания + 1 мкА); диапазон измерений силы постоянного тока от минус 100 до плюс 100 мА; пределы допускаемой основной погрешности измерений((0,02 % показания + 1,5 мкА);
- калибратор температуры JOFRA серии ATC-R, RTC-R модели RTC-157B с внешним термометром сопротивления STS-2000 А 915 (рег. № 46576-11), диапазон воспроизведения температур от минус 45 до плюс 155 °С; пределы допускаемой основной абсолютной погрешности установления заданной температуры по внешнему штатному платиновому термометру сопротивления углового типа ±0,04 °С, нестабильность поддержания температуры ±0,005 °С, пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения температуры окружающей среды от нормальной (23±3) °С ±0,005 °C; диапазон измерений сигналов термометра сопротивления типа Pt100 от минус 200 до плюс 850 °C, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ±0,06 °C, пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности от изменения температуры окружающей среды от температуры от 20 до 26 °С ±0,0005 %/°С;
- установка пикнометрическая H&D Fitzgerald Ltd (рег. № 37320-08), диапазон измерений плотности от 700 до 1600 кг/м3, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности (0,1 кг/м3;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик системы с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти Береговых сооружений для приема нефти, поступающей с морских месторождений Северного Каспия
Приказ Министерства энергетики РФ от 15.03.2016 г. № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений».
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
Техническая документация изготовителя.
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз» (ООО «ИМС Индастриз»)
ИНН 7736545870
Адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А
Юридический адрес: 142703, Московская обл., Ленинский район, г. Видное, ул. Донбасская, д. 2, стр. 10, ком. 611
Телефон (факс): +7 (495) 221-10-50, 221-10-51
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, д. 7 «а»
Телефон (факс): +7 (843) 272-70-62, 272-00-32
Е-mail: office@vniir.org
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
|
