Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти № 274 ПСП "Каменный Лог" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 7
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Найдено поверителей 1

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

Развернуть полное описание