|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти 3 ПСП "Ярославль" ООО "Транснефть - Балтика" |
| Обозначение типа | |
| Производитель | Акционерное общество "Нефтеавтоматика" (АО "Нефтеавтоматика"), Республика Башкортостан, 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 | 01 |
| Назначение | Система измерений количества и показателей качества нефти № 3 ПСП «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика» (далее– СИКН) предназначена для автоматизированного определения массы нефти.
|
| Описание | Принцип действия СИКН основан на косвенном методе динамических измерений массы нефти.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с применением измерительных компонентов: преобразователя объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователя объемного расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы контроллера измерительно-вычислительного FloBoss S600+, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. Часть измерительных компонентов СИКН формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК) метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), узла регулирования давления, системы сбора, обработки информации и управления (далее – СОИ) и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.
БИЛ состоит из трех рабочих измерительных линии (ИЛ) и двух резервных ИЛ.
БИК выполняет функции контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
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.
Т а б л и ц а 1 – Состав СИКН
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений | | 1 | 2 | | Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 16…500 мм (далее – ПР) | 15427-01 | | Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 16…500 мм | 15427-06 | | Преобразователи измерительные 644, 3144P, 3244MV | 14683-04 | | Датчики температуры 644, 3144P | 39539-08 | | Преобразователи измерительные 644, 3144P | 14683-09 | | Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144P | 56381-14 | | Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 | 53211-13 | | Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-99 | | Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-15 | | Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ | 26803-11 | | Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ и ВТИ | 1844-63 | | Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ и ВТИ | 1844-15 | | Термометры электронные «ExT-01» | 44307-10 | | Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 | 303-91 | | Расходомеры ультразвуковые UFM 3030, UFM 3030-300, UFM 500-030, UFM 500-300 | 48218-11 | | Преобразователи плотности жидкости измерительные моделей 7835, 7845, 7846, 7847 | 15644-01 | | Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные моделей 7827, 7828, 7829 | 15642-01 | | Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные (мод. 7825, 7826, 7827, 7828, 7829) | 15642-06 | | Влагомер нефти поточный УДВН-1пм | 14557-01 | | Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-15 | | Анализаторы серы модели ASOMA 682T-HP-EX, ASOMA682T-HP | 50181-12 | | Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (заводские №№ 18361865, 18361866) | 81438-21 |
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти по каждой ИЛ и по СИКН в целом по результатам измерений объема нефти по каждой ИЛ и плотности нефти и приведение измеренных значений к стандартным условиям;
- автоматическое измерение объема, давления, температуры, плотности, вязкости, содержания воды в нефти, содержания серы в нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти по каждой ИЛ и по СИКН в целом с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- формирование и печать отчетных документов;
- дистанционное и местное управление запорной и регулирующей арматурой, циркуляционными насосами и другим оборудованием;
- автоматический контроль, индикацию, сигнализацию предельных значений технологических параметров;
- поверку и контроль метрологических характеристик ПР по стационарной поверочной установке;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, 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.
Заводской номер СИКН указан в инструкции по эксплуатации.
|
| Программное обеспечение | СИКН имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600+ (далее – контроллеры) и в ПО ПК «Cropos».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО контроллеров и ПК «Cropos» приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 – Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app | metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.25/25 | 1.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 1990 | A1C753F7 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC16 | CRC32 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Т а б л и ц а 3 – Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч | от 3501) до 4800 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 | | 1 – при вязкости нефти от 43 до 65 мм2/с минимальное значение расхода составляет 400 м3/ч, при вязкости от 66 до 90 мм2/с - 500 м3/ч, при вязкости от 91 до 140 мм2/с - 667 м3/ч, при вязкости от 141 до 200 мм2/с - 533,6 м3/ч |
Т а б л и ц а 4 – Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик
| Номер ИК | Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерений | Пределы допускаемой погрешности ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 1-36 | ИК силы тока | 36 (СОИ) | | Аналоговые входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 4 до 20 мА | ±0,04 %(приведенная) | | 37-45 | ИК частоты | 9 (СОИ) | | Частотные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 1 до 10000 Гц | ±0,1 Гц
(абсолютная) | | 46-57 | ИК количества импульсов | 12 (СОИ) | | Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+ | от 1 до 16·106 имп. (диапазон частот от 1 до 10000 Гц) | ±1 имп. (абсолютная, на каждые 10000 имп.) | | ИК вычисления расхода, объема и массы | 5 (СОИ) | | Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | | ±0,01 %(относи-тельная) |
Т а б л и ц а 5 – Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных линий, шт. | 5 (3 рабочих, 2 резервных) | | Режим работы СИКН | непрерывный | | Режим управления:
– запорной арматурой блока измерительных линий
– регуляторами расхода | автоматизированный / ручной
автоматический / ручной | | Избыточное давление нефти, МПа | от 0,2 до 1,6 | | Параметры электрического питания:
– напряжение переменного тока, В
– частота переменного тока, Гц | 380±38 трёхфазное
220±22 однофазное50±1 | | Средняя наработка на отказ, ч | 20000 | | Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Продолжение таблицы 5
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические условия» | | Физико-химические свойства измеряемой среды: | | | – плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 | от 850 до 950 | | – вязкость кинематическая, мм2/с | от 9 до 100 | | – температура, (С | от +1 до +40 | | – массовая доля воды, %, не более | 1,0 | | – массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | | – массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 | 300 | | – давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа, (мм рт. ст.) | 66,7 (500) | | – массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 100 | | – массовая доля серы, %, не более | 5,0 | | – массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более | 100 | | – содержание свободного газа | не допускается |
|
| Комплектность |
Т а б л и ц а 6 – Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество | | Система измерений количества и показателей качества нефти № 3 ПСП «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика», зав. № 01 | – | 1 шт. | | Инструкция по эксплуатации | – | 1 экз. |
|
| Поверка | приведены в документе: МН 855-2019 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 3 ПСП «Ярославль» ООО «Транснефть - Балтика», ФР.1.29.2019.35493.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к средству измерений
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 г. № 1847 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 |
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
ИНН: 0278005403.
Адрес: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, 50-летия Октября ул., д. 24
|
| Испытательный центр | Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.31136 |
