Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП "Джалинда" филиала "Нерюнгринское РНУ" ООО "Транснефть - Восток". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП "Джалинда" филиала "Нерюнгринское РНУ" ООО "Транснефть - Восток"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Найдено поверителей 1

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток» (далее по тексту - 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: преобразователей объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей объемного расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительных контроллеров 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 одной контрольно -резервной 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.

Таблица 1 - Состав СИКН

Наименование измерительного компонента

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

1

2

Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM (Ду от 2 до 16 дюймов) (далее - ПР)

16128-06

Преобразователь расхода жидкости турбинные MVTM Dy от

16128-10

Наименование измерительного компонента

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

2” до 16”

Продолжение таблицы 1

Наименование измерительного компонента

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

1

2

Датчики температуры 644, 3144P

39539-08

Датчик температуры Rosemount 644, Rosemount 3144Р

63889-16

Преобразователи давления измерительные 3051

14061-04

Преобразователи давления измерительные 3051

14061-10

Датчик давления Метран-100

22235-01

Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ

26803-06

Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ

26803-11

Манометры, мановакуумметры, напоромеры, тягонапоромеры показывающие МП (манометры), МВП (мановакуумметры), НП (напоромеры), ТНП (тягонапоромеры)

28544-14

Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры, тягонапоромеры, дифманометры показывающие, сигнализирующие МПю и МП (показывающие), ЭкМю и ЭкМ (сигнализирующие)

47452-11

Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, дифманометры показывающие и сигнализирующие МП, НП, ЭКН и ЭКМ, ВП, ТП, ЭКТ и ЭКВ, МВП, ТНП, ЭКТН и ЭКМВ, ДП и ЭКД

59554-14

Манометры показывающие ТМ, ТВ, ТМВ и ТМТБ

25913-08

Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры ФТ

60168-15

Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных измерений типа МТИ и ВТИ

1844-63

Т ермометр электронный ExT -01/1

44307-10

Термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ -4

303-91

Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835, 7845, 7846, 7847) модель 7835

15644-06

Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835

52638-13

Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835

15644-01

Преобразователь плотности и расхода CDM 100 P

63515-16

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модель (мод. 7825, 7826, 7827, 7828, 7829) модель 7829

15642-06

Наименование измерительного компонента

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Преобразователь плотности и вязкости FDM, FVM, HFVM

62129-15

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

14557-05

Окончание таблицы 1

Наименование измерительного компонента

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

1

2

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

14557-10

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

14557-15

Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (заводские №№ 18361870, 17974122)

-

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 и плотности нефти;

-    автоматическое вычисление массы нефти по каждой ИЛ и по СИКН в целом с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

-    вычисление массы нетто нефти 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;

-    КМХ ПР рабочих ИЛ с помощью ПР контрольно-резервной ИЛ;

-    КМХ и поверка ПР рабочих ИЛ и ПР контрольно-резервной ИЛ с применением ПУ.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на

средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002 -2006.

Пломбировка преобразователей расхода осуществляется с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия шпилек, расположенных на диаметрально противоположных фланцах.

Пломбировка контроллера осуществляется с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочной проволоке, пропущенной через специальные отверстия, предусмотренные на корпусе контроллера.

Программное обеспечение

СИКН имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600+ 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 АРМ оператора приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Контроллеры FloBoss S600+

ПК «Cropos»

Идентификационное наименование ПО

LinuxBinary.app

metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

06.25/25

1.40.0.0

Цифровой идентификатор ПО

1990

23B7F731

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

CRC16

CRC32

Технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4, 5.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч

от 600 до 5000

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик

Номер ИК

К

К

а

в

-

оК к S

|Ц ^

м

и

а

Я

Количество ИК (место установки)

Состав ИК

Диапазон

измерений

Пределы

допускаемой

погрешности

ИК

Первичный

измеритель

ный

преобразова

тель

Вторичная

часть

1

2

3

4

5

6

7

1, 2,

ИК

4 (ИЛ 1,

Преобразо-

Контроллеры

от 199 до

±0,15 %1)

3, 4

объемного

ИЛ 2,

ватели

измерительные

1990 м3/ч

(±0,10 %)2)

расхода

ИЛ 3,

расхода

FloBoss S600+

(относи-

нефти

ИЛ4)

жидкости

тельная)

турбинные

MVTM

5-40

ИК

36

-

Аналоговые

от 4 до

±0,04 %

силы тока

(СОИ)

входы

20 мА

(приведенна

о,

е

S

о

оН

К

К

а

в

-

оК к S

(U ^

ем

и

а

я

Количество ИК (место установки)

Состав ИК

Диапазон

измерений

Пределы

допускаемой

погрешности

ИК

Первичный

измеритель

ный

преобразова

тель

Вторичная

часть

1

2

3

4

5

6

7

контроллеров измерительных FloBoss S600+

я)

41-49

ИК

частоты

9 (СОИ)

Частотные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+

от 1 до 10000 Гц

±0,1 Гц (абсолютная)

50-61

ИК

количества

импульсов

12

(СОИ)

Импульсные входы контроллеров измерительных FloBoss S600+

от 1 до 16106 имп. (диапазон частот от 1 до 10000 Гц)

±1 имп. (абсолютная, на каждые 10000 имп.)

62-65

ИК вычисления расхода, объема и массы

4 (СОИ)

Контроллеры измерительные FloBoss S600+

±0,01 % (относи-тельная)

1)    Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода на рабочих

2)    Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода на контроль ИЛ, применяемым в качестве контрольного.

ИЛ;

но-резервной

Таблица 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных линий, шт.

4 (3 рабочих,

1 контрольно-резервная)

Режим работы СИКН

Непрерывный

автоматич еский

нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Измеряемая среда

«Нефть. Общие технические

условия»

Характеристики измеряемой среды:

- плотность, кг/м3

от 815 до 885

- давление, МПа

от 0,2 до 4,0

- температура, °С

от -5* до +40

- массовая доля воды, %, не более

0,5

- массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3

100,0

- вязкость кинематическая, мм 2/с

от 5,0 до 35,0

давление насыщенных паров при максимальной температуре

измеряемой среды, кПа, (мм рт. ст.)

66,7 (500)

массовая доля парафина, %, не более

6,0

- массовая доля серы, %, не более

1,3

массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm),

не более

40,0

Наименование характеристики

Значение

- содержание свободного газа

не допускается

Параметры электрического питания:

-    напряжение переменного тока, В

-    частота переменного тока, Гц

400±40/230±23

50±1

Средняя наработка на отказ, ч

20 000

Средний срок службы, лет, не менее

10

* - влагомер применяется только при значении температуры нефти в БИК не менее +5 °С. Для обеспечения стабильных положительных температур +5 °С и выше) поток нефти подводящих трубопроводов БИК проходит через теплообменники пункта подогрева нефти.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом

Комплектность

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток», зав. № 777

-

1 шт.

Инструкция по эксплуатации

-

1 экз.

Формуляр на Систему измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть -Восток»

1 экз

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0484-20 МП

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0484-20 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток». Методика поверки», утверждённой ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 14.05.2020 г.

Основные средства поверки:

-    рабочий эталон 1 -го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;

-    рабочий эталон 2 разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений силы постоянного электрического тока, утвержденной приказом Росстандарта от 1.10.2018 г. № 2091 в диапазоне от 110-16 до 100 А, с относительной погрешностью 1,6 10"2^2 • 10-3, с допускаемой относительной погрешностью от 110-4 до 210-2;

-    рабочий эталон 4 разряда в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерения времени и частоты, утвержденной приказом Росстандарта от 31.07.2018г. № 1621;

-    средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав

СИКН.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Сведения о методах измерений

приведены в документе: «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток», свидетельство об аттестации №123-RA.RU.312546-2020.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток»

Приказ Минэнерго России № 179 от 15.03.2016 г. 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

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