Система измерений количества и показателей качества нефти №1516 ПСП "Марковское" ООО "Иркутская нефтяная компания". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти №1516 ПСП "Марковское" ООО "Иркутская нефтяная компания"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Найдено поверителей 2

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №1516 ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания» предназначена для измерения массы брутто товарной нефти (далее - нефти), показателей качества нефти и определения массы нетто нефти при ведении учетно-расчетных операций между предприятием-поставщиком ООО «Иркутская нефтяная компания» и предприятием-получателем ОАО «АК «Транснефть».

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти №1516 ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания» (далее - СИКН) реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Принцип действия СИКН заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры, плотности, влагосодержания и вязкости.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.

В состав СИКН входят:

-    блок фильтров (далее - БФ);

-    блок измерительных линий (далее - БИЛ): 2 рабочие измерительные линии (Ду 250 мм), контрольно-резервная измерительная линия (Ду 250 мм);

-    блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);

-    стационарная поверочная установка (далее - ПУ);

-    система обработки информации (далее - СОИ);

-    автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ оператора).

Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение массы брутто нефти, проходящей через БИЛ, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, влагосодержания и кинематической вязкости нефти;

-    автоматическое измерение давления, температуры, плотности, объемной доли воды и кинематической вязкости нефти;

-    местное измерение давления и температуры нефти;

-    автоматизированное вычисление массы нетто нефти, используя результаты измерений в лаборатории массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды;

-    автоматизированную поверку и контроль метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых в составе СИКН с помощью ПУ;

-    автоматизированный контроль метрологических характеристик рабочих счетчиков-расходомеров массовых по контрольно-резервному счетчику-расходомеру массовому;

-    защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;

-    автоматический и ручной отбор пробы в БИК;

-    определение наличия свободного газа в нефти;

-    регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов;

-    защиту системной информации от несанкционированного доступа.

Знак поверки СИКН наносится на свидетельство о поверке.

Средства измерений (далее - СИ), а также другие технические средства, входящие в состав СИКН, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Состав СИКН

п/п

Наименование СИ

Количество

Г осреестр №

Приборы контрольно-измерительные показывающие

1

Манометры показывающие для точных измерений МПТИ

10

26803-11

2

Манометр показывающий МП

6

47452-11

3

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

8

303-91

Блок фильтров

1

Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG

1

14061-10

2

Преобразователь разности давления измерительный 3051 CD

2

14061-10

БИЛ

1

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMFHC2

3

45115-10

2

Преобразователь измерительный Rosemount 3144P в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65

3

56381-14

22257-11

3

Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG

3

14061-10

БИК

1

Преобразователь измерительный Rosemount 3144P в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65

4

56381-14

22257-11

2

Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG

1

14061-10

3

Преобразователь разности давления измерительный 3051 CD

2

14061-10

4

Преобразователь плотности жидкости мод.7835

2

52638-13

5

Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829

2

15642-06

6

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм

2

14557-10

7

Прибор УОСГ-100СКП

1

16776-11

8

Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400

1

57762-14

9

Автоматический пробоотборник МАВИК-ГЖ

2

-

10

Ручной пробоотборник Стандарт-Р

1

-

Выходной коллектор

1

Преобразователь измерительный Rosemount 3144P в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65

1

56381-14

22257-11

2

Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG

1

14061-10

п/п

Наименование СИ

Количество

Г осреестр №

Блок поверочной установки

1

У становка поверочная СР

1

27778-15

2

Преобразователь измерительный Rosemount 3144P в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65

1

56381-14

22257-11

3

Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 СО

1

14061-10

СОИ

1

Контроллеры измерительные FloBoss модели S600+

2

57563-14

2

Преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К

19

22153-14

3

Контроллер программируемый SIMATIC S7-400

2

15773-11

4

Операторские станции на базе компьютера со SCADA-системой PCS7

3

-

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН реализованное поэлементно в контроллерах измерительных FloBoss S600+, в контроллерах программируемых SIMATIC S7-400 и на АРМ оператора, обеспечивает реализацию функций СИКН. Метрологически значимая часть ПО СИКН хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО СИКН.

Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Идентификационные данные контроллеров FloBoss S600+

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

LinuxBinary.app

Номер версии (идентификационный номер ПО)

0621

Цифровой идентификатор ПО

6051

Метод определения цифрового идентификатора ПО

CRC16

Таблица 3 - Идентификационные данные АРМ оператора. Проведение поверки массомеров

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Протоколы поверки

Номер версии (идентификационный номер ПО)

-

Цифровой идентификатор ПО

F8BCCE9C

Метод определения цифрового идентификатора ПО

CRC32

Таблица 4 - Идентификационные данные контроллеров программируемых Simatic S7-400

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Алгоритмы передачи данных с FlobossS600+ на АРМ оператора

Номер версии (идентификационный номер ПО)

0.1

Цифровой идентификатор ПО

567ADF05

Метод определения цифрового идентификатора ПО

CRC32

Идентификация ПО СИКН осуществляется путем отображения на экране контроллеров FloBoss S600+ и АРМ оператора структуры идентификационных данных. Часть этой структуры представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму).

ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКН для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКН обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Шкафы, в которых установлены контроллеры измерительные FloBoss S600+ опечатаны. ПО СИКН имеет уровень защиты «высокий».

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики СИКН, в том числе показатели точности, представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Метрологические и технические характеристики СИКН

Наименование

Значение

Рабочая среда

нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002

Диапазон измерений массового расхода нефти через каждую измерительную линию БИЛ, т/ч

от 220 до 500

Диапазон измерений массового расхода нефти через контрольнорезервную измерительную линию БИЛ, т/ч

от 210 до 510

Максимальный массовый расход нефти через СИКН, т/ч

1000

Диапазон измерений объемного расхода нефти через БИК, м3/ч

от 0,5 до 8

Диапазон измерений избыточного давления нефти, МПа

от 1,5 до 4,33

Диапазон измерений температуры нефти, °С

от 5 до 30

Физико-химические свойства нефти:

-    плотность при рабочих условиях, кг/м3

-    вязкость кинематическая при температуре 20 °С, сСт, не более

-    массовая доля воды, %, не более

-    массовая доля механических примесей, %, не более

-    массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

-    массовая доля серы, %, не более

-    массовая доля парафина, %, не более

-    объемная доля свободного газа

-    давление насыщенных паров, мм рт. ст.1)

от 760 до 860 12 0,5 0,05 100 0,6 6,0

отсутствует от 200 до 500

Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) брутто нефти, %

± 0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) нетто нефти, %

± 0,35

Наименование

Значение

У словия эксплуатации СИ СИКН:

-    температура окружающей среды, °С

-    в месте установки СИ БФ, БИК, БИЛ и ПУ

-    в месте установки СОИ

-    относительная влажность, %

-    атмосферное давление, кПа

от 5 до 30 от 15 до 25 от 30 до 80 без конденсации от 84 до 106,7

Параметры электропитания:

-    напряжение переменного тока, В:

-    силовое оборудование

-    технические средства СОИ

-    частота, Гц

380(+10%, -15%) 220(+10%, -15%) 50

Габаритные размеры блок-бокса СИКН, мм, длинахширинахвысота

18000x12000x4600

Масса, кг, не более:

70 000

Потребляемая мощность, Вт, не более

95144

Средний срок службы, лет, не менее

10

1) При максимальной температуре нефти

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку, установленную на блок-боксе СИКН методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Комплектность СИКН представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность СИКН

Наименование

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти №1516 ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания», заводской № 2046-15

1 экз.

Система измерений количества и показателей качества нефти №1516 на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания». Паспорт

1 экз.

Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти №1516 на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания»

1 экз.

МП 16-311229-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №1516 на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания». Методика поверки»

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 16-311229-2015 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №1516 на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания». Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП»

4 ноября 2015 года.

Основные средства поверки:

- калибратор многофункциональный MC5-R-IS, диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения последовательности импульсов от 0 до 9999999 имп.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №1516 ПСП «Марковское» ООО «Иркутская Нефтяная компания», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений №01.00257-2013/30401-15.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №1516 на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания»

1.    ГОСТ Р 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

2.    ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

3.    Техническая документация ЗАО НИЦ «Инкомсистем»

Развернуть полное описание