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.
| 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
характе
ристик
| Номер ИК | Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерений | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| Первичный кв 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 мПас | не более ±0,21 мПас (абсолютная) |
| Преобразова-тель плотности и вязкости FVM | от 10 до 22 мПас | не более ±1,05 мПас (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 |
| и) Первичный кв измерительный преобразователь | Вторичная часть |
| !) - 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, 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
83828-21: Методика поверкиСкачать17.7 Мб