| Номер в госреестре | 85814-22 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 391 Терминал "УСА" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "РН Стройиндустрия" (ООО "РН Стройиндустрия"), г. Санкт-Петербург |
| Год регистрации | 2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 391 Терминал «УСА» ТИП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого и косвенного методов динамических измерений массы нефти.
При косвенном методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с применением преобразователей объемного расхода, плотности, температуры и давления.
При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с применением преобразователей массового расхода.
Выходные электрические сигналы преобразователей расхода, преобразователей температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти вычисляет измерительный контроллер, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты определения массовых долей воды, механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в испытательной лаборатории.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта, в состав которой входят система сбора и обработки информации, а также следующие технологические блоки: блок измерительных линий (БИЛ), блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блок поверочной установки. В вышеприведенные технологические блоки входят средства измерений по своему функционалу участвующие в измерениях массы брутто нефти, контроле и измерениях показателей качества нефти, а также контроле технологических режимов работы СИКН.
Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В состав СИКН входят средства измерений (измерительные компоненты), участвующие в измерениях массы нефти и приведенные в таблице 1. Часть средств измерений (измерительных компонентов) СИКН, приведенных в таблице 1, формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК).
| Наименование измерительного компонента | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ ОЕИ) |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF модификации CMFНС1) | 45115-16 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | 64224-16 |
| Датчики температуры Rosemount 3144Р | 63889-16 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-15 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 78352) | 15644-96, 15644-01 |
| Влагомеры нефти поточные модели LC3) | 16308-97 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 68 | 22256-01 |
| Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры | 14683-00 |
| Преобразователи измерительные к датчикам температуры 444 | 14684-00 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-99 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-10 |
| Турбинные преобразователи расхода MVTM4) | 16128-01 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600 | 38623-08 |
| 1) Далее - СРМ. 2) Далее - ПП. 3) Далее - влагомер. 4) Далее - ПР. | |
В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированные измерения массы брутто нефти прямым (косвенным) методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода;
- автоматические измерения температуры, давления (избыточное, дифференциальное), плотности, вязкости нефти, объемной доли воды в нефти;
- измерения температуры и давления нефти с применением показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;
- проведение контроля метрологических характеристик и поверки ПР (СРМ) с применением трубопоршневой установки;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушения установленных границ;
- вычисление массы нетто нефти;
- автоматическое регулирование расхода нефти через блок измерений показателей качества нефти для обеспечения требований ГОСТ 2517 - 2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический и ручной отбор проб нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Заводской номер, состоящий из пяти арабских цифр, нанесен на табличку, закрепленную
на входной двери БИЛ СИКН. Конструкцией СИКН места нанесения знаков утверждения типа и поверки не предусмотрены. Пломбировка СИКН не предусмотрена.
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в контроллерах измерительных (далее - ИВК) FloBoss S600 (S600+) и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Идентификационные данные ПО указаны в таблицах 2-4. Метрологические характеристики СИКН указаны с учетом влияния ПО.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК FloBoss S600+ и АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| ИВК FloBoss S600+ (№ 1, № 2) | АРМ оператора | |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app | mDLL.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 06.25/25 | 1.2.5.16 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1990 | ef9f814ff4180d55bd94d0debd230d76 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC16 | MD5 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВК FloBoss S600
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| ИВК FloBoss S600 (№ 1) | ИВК FloBoss S600 (№ 2) | |
| Идентификационное наименование ПО | 8.4.21 a izm | 16.06.14-B |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 06.09е/09е | 0533 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0259 | 4а27 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC 16 | CRC 16 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ReportMonth |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: 34A30AFB MD5: 53F74A259392B65151E2D3877C736192 SHA-1: COOB31D591CBCE5286517A1DB1727F7B94679384 |
| Идентификационное наименование ПО | Reports |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: 79A9CEAE MD5: 82CAC84856EC1949A71842245BCAEOF2 SHA-1: 7BCC931F5FA5A5E501DE900467C4CF29FAE2D3A6 |
| Идентификационное наименование ПО | ^XCheck |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: СЕ77848D MD5: E41ADF4BD8C6C96137842769560E1B9C SHA-1: 04F9AA2551075D9243DB3804B71C5A118868182F |
| Идентификационное наименование ПО | КМХ SO |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: 3F2C2BDD MD5: 95D2BF8A2A0B1CF4136FC33F2419080F SHA-1: 6B9B2DEDAF06719393ADE49DE489AC2B9EBA8718 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Calculations |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: F9DA6AAE MD5: E1204CD4CA81D8B6C651223785B8390D SHA-1: FD90EE6E7606DD634ACDCD59226FFOBOED085BCF |
| Идентификационное наименование ПО | WorkReserve |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: B8024E42 MD5: 1A88B1BBC0954939965D5CF1D0839EBA SHA-1: EED6CEBC43A4300FCA394266F41B 51D8EB405E8F |
| Идентификационное наименование ПО | Upperlevel |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: A1D43629 MD5: 28647306485724D118E987EOB2965129 SHA-1: D0C719556F018AD7312E4E769767A66DOC88DE4B |
| Идентификационное наименование ПО | PLCExchange |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: 217F4FD9217F4FD MD5: 2AECA8A33B049A0152DB31E7C3AEBFC8 SHA-1: 8DB1953246856DC75F0C6B14D26D636FD2728F85 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Exchange |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: 60E77CE8 MD5: BDA76CCFAF659C0AE753064B69B9584F SHA-1: 7051878374E2EE316DFA127A680B981C73413202 |
| Идентификационное наименование ПО | PLC |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: 3AA82CDF MD5: CAB870726823130E5410A488CE3CD794 SHA-1: 26F4BB27B979CA9AD68A86C5222B871636F9B298 |
| Идентификационное наименование ПО | Moisure |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: C36DDFD6 MD5: 4CBB6C1919A99B42E93291E2355C3A36 SHA-1: 09B1C1A29281DC81C553304FDA72396AD81A9630 |
| Идентификационное наименование ПО | М13151 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: 3B37778C MD5: 807CF02C23F59BA3EA2E7EBF85201BDE SHA-1: B615975C0F0F1E018E5BC12C9ED77329BF53EA18 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | MNetto |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: 3E8E7E75 MD5: 826E8636FB335FEC242855E78791229A SHA-1: 616ACCE0BC69B2A34FBEF2D9AB252B135D263C3C |
| Идентификационное наименование ПО | МИ1974 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: FC350DB3 MD5: E5143CBD8B5420DA2021FE3440369A6E SHA-1: 343CD7DCBF5DFBED3052DB07D51342FBE877E7DD |
| Идентификационное наименование ПО | Proving |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | - |
| Цифровой идентификатор ПО | CRC32: BEA8B218 MD5: 370853281F82804A23969B6075997484 SHA-1: 5CAF5AD31369F414506A585F65B83520B8DE19FD |
Состав и основные метрологические характеристики ИК, а также метрологические и основные технические характеристики СИКН и параметры измеряемой среды приведены в таблицах 5-7.
Таблица 5 - Состав и основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Состав И | [К | Диапазон измере ний | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторичная часть | |||||
| 1.1 | Объемного вла-госодержания | 1 (БИК, АЕ310) | Влагомер | Электронный блок влагомера (VT310), ИВК | от 0,01 до 2,00 % (объемной доли воды) | ±0,1 % (абсолютная) |
| Номер ИК | Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Состав И | К | Диапазон измере ний | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторичная часть | |||||
| 1.2 | Объемного вла-госодержания | 1 (БИК, АЕ320) | Влагомер | Электронный блок влагомера (VT320), ИВК | от 0,01 до 2,00 % (объемной доли воды) | ±0,1 % (абсолютная) |
| 2.1 | Плотности нефти | 1 (БИК, DT310) | ПП | ИВК | от 700 до 1000 кг/м3 | ±0,30 кг/м3 (абсолютная) |
| 2.2 | 1 (БИК, DT320) |
Таблица 6 - Метрологические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового (объемного) расхода нефти , т/ч (м3/ч) | от 320 (400) до 2250 (2400) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| *Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки СИКН и не может превышать максимальный диапазон измерений. | |
| "аблица 7 - Основные технические характеристики СИ | КН и параметры измеряемой среды |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 (3 рабочие, 1 резервная) |
| Избыточное давление нефти, МПа - рабочее - минимальное допустимое - максимальное допустимое | от 0,3 до 1,0 0,3 1,6 |
| Режим работы СИКН | непрерывный, автоматизированный |
| Параметры измеряемой среды: - измеряемая среда - температура, °С - плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 | нефть по ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия» от +30 до +60 от 830 до 895 |
| Наименование характеристики | Значение |
| - вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры, мм2/с | от 1,0 до 30,0 |
| - массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| - массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 900 |
| - содержание свободного газа | не допускается |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В | 380±38, трехфазное |
| - частота переменного тока, Гц | 220±22, однофазное 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, °С | от -50 до +36 |
| - температура воздуха в помещении, °С | от +10 до +30 |
| - атмосферное давление, кПа | от 84 до 106 |
| - относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование СИКН, %, не более | 80 |
| Срок службы, лет, не менее | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 8760 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность СИКН приведена в таблице 8.
Таблица 8 - Комплектность СИКН_
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 391 Терминал «УСА» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», заводской № 50337 | 1 шт. | |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | - | 1 экз. |
| Формуляр | - | 1 экз. |
приведены в документах «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 391 терминал «Уса» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (регистрационный номер в ФИФ ОЕИ ФР.1.29.2020.37749), «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 391 терминал «Уса» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». МН 672 - 2016» (регистрационный номер в ФИФ ОЕИ ФР.1.29.2016.25083).
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 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
Правообладатель
Общество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Коми»
(ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»)
Адрес: 169710, Россия, Республика Коми, г. Усинск, ул. Нефтяников, д. 31 ИНН 1106014140
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 20.09.2024 |
