Untitled document

Приложение к свидетельству № 51564

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти морского

перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин»

Назначение средства измерений

Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефтиморского

перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин» (далее – система) предназначена для

автоматизированныхизмеренийиконтроля массового расхода, массы, давления,

температуры, плотности и влагосодержания нефти, выработки сигналов управления и

регулирования, выполнения функций сигнализации, а также накопления, регистрации и

хранения информации об измеряемых технологических параметрах.

Система установлена на плавучем нефтехранилище «Ю. Корчагин» морского

перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин» (далее – МПК), территориально расположенного в

Российском секторе северной части Каспийского моря.

Система применяется при проведении измерений и учета нефти, по качеству

соответствующей ГОСТ Р 51858-2002, поступающей на МПК по подводному нефтепроводу с

морской ледостойкой стационарной платформы нефтяного месторождения им. Ю. Корчагина и

отгружаемой с МПК в танкеры челноки для транспортировки.

Описание средства измерений

Принцип действия системы состоит в получении измерительной информации с

помощью измерительных преобразований, обработки результатов измерений, индикации,

регистрации результатов измерений и результатов их обработки.

При измерении массы нефти реализован прямой метод динамических измерений с

использованием счётчиков-расходомеров массовых.

Система конструктивно состоит из следующих модулей:

технологический модуль поступающей нефти;

технологический модуль отгружаемой нефти;

блок обработки информации и управления.

Каждый технологический модуль представляет собой закрытый блок-бокс помещение

сразмещеннымивнутритехнологическимиблоками,оснащеннымипервичными

измерительными преобразователями измерительных каналов, а также вспомогательным

технологическим и электрическим оборудованием – фильтрами, насосами, регулирующими

клапанами и электроприводными задвижками и т.д. Технологические модули оборудованы

системой обогрева, вентиляции и кондиционирования, системой освещения, детекторами

обнаруженияпожараи загазованности,устройствами пожаротушения. Детекторы

обнаружения пожара и загазованности, а также устройства пожаротушения интегрированы в

соответствующие судовые системы плавучего нефтехранилища перегрузочного комплекса.

Блок обработки информации и управления (далее - БОИ) состоит из четырех

стандартныхшкафовфирмы«Rittal»сосмонтированнымивнихконтроллерами

измерительными FloBoss S600 (номер в Госреестре СИ РФ 38623-08), искробезопасными

барьерами, коммуникационным оборудованием, компьютерами диспетчерского управления и

другим оборудованием. Также блок обработки информации и управления включает

устройства печати, удаленное рабочее место оператора и источник бесперебойного питания с

батареями.

Лист № 2

Всего листов 8

Технологические модули поступающей и отгружаемой нефти соединены с БОИ

кабельными линиями связи.

В составе системы имеются следующие измерительные каналы, применяемые в сфере

государственного регулирования обеспечения единства измерений:

измерительный канал массового расхода и массы отгружаемой нефти – 3 шт.;

измерительный канал избыточного давления отгружаемой нефти – 3 шт.;

измерительный канал температуры отгружаемой нефти – 3 шт.;

измерительный канал плотности в блоке измерений параметров качества

(далее – БИК) отгружаемой нефти – 1 шт.;

измерительный канал влагосодержания отгружаемой нефти – 1 шт.;

измерительный канал избыточного давления в БИК отгружаемой нефти – 1 шт.;

измерительный канал температуры в БИК отгружаемой нефти – 1 шт.;

измерительный канал плотности нефти в поверочной установке – 1 шт.;

измерительный канал температуры в поверочной установке – 3 шт.;

измерительный канал избыточного давления в поверочной установке – 2 шт.;

измерительный канал массового расхода и массы поступающей нефти – 2 шт.;

измерительный канал избыточного давления поступающей нефти – 2 шт.;

измерительный канал температуры поступающей нефти – 2 шт.

Остальные измерительные каналы в составе системы являются вспомогательными и

находятся вне сфер государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Поверочнаяустановка(ПУ),предусмотреннаядляпроверки(определения)

метрологических характеристик измерительных каналов массового расхода и массы,

выполнена на основе установки трубопоршневой SYNCROTRAK S-35 (далее – ТПУ) (номер в

Госреестре СИ РФ 28232-04).

В системе предусмотрена многоступенчатая защита от несанкционированного доступа

к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и

программные средства для защиты файлов и баз данных, ведение журналов событий системы).

Пломбировка системы осуществляется путем пломбировки средств измерений, измерительных

преобразователейиоборудования.Схемыпломбировкисистемысоответствуют

рекомендациям МИ 3002-2006.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее – ПО) системы разделено на встроенное и внешнее.

Встроенное ПО, реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600

(свидетельство об аттестации № 1551014-06 от 12.12.2006, выдано ФГУП «ВНИИР»), хранит

все процедуры, функции и подпрограммы, для автоматизированного выполнения функций

сбора, обработки, отображения, регистрации и хранения информации по результатам

измерений количества и параметров нефти.

Внешнее ПО, реализованное на базе прикладной программы Citect SCADA и

установленное на компьютерах диспетчерского управления, служит для отображения данных,

полученных с контроллеров измерительных FloBoss S600, их систематизации, архивирования и

передачи результатов измерений в компьютерную сеть.

Идентификационные данные внешнего ПО в соответствии с таблицей 1.

Лист № 3

Всего листов 8

Таблица 1

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационное

наименование

программного

обеспечения

Номер версии

обеспечения

Цифровой

идентификатор

программного

обеспечения

(контрольная

сумма)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

Программное обеспечение

системы измерений

количества и показателей

качества нефти морского

перегрузочного комплекса

«Юрий Корчагин»,

заводской № 5096

Yu Kochagina Oil---

Metering System

Для защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных

изменений в системе используется многоуровневая система защиты, которая реализована на

основе разграничения прав пользователей и паролей. Каждому пользователю присваивается

уровень защищенного доступа и пароль. Для редактирования системных конфигураций

системы требуется специальное программное обеспечение.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных

изменений соответствует уровню С в соответствии с МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Диапазон измерений

массового расхода отгружаемой нефти, т/ч..................................................... от 80 до 1260

массового расхода поступающей нефти, т/ч...................................................... от 29 до 350

Диапазон измерений избыточного давления нефти, кПа ............................................ от 0 до 1600

Диапазон измерений температуры нефти, ºС................................................................... от 0 до 75

Диапазон измерений температуры

планки с оптическими переключателями ТПУ, ºС.......................................................... от 0 до 75

Диапазон измерений плотности нефти, кг/м

............................................................ от 300 до 1100

Диапазон измерений влагосодержания нефти, об. % ...................................................... от 0 до 10

Максимальный расход ТПУ, м

/ч................................................................................................795

Номинальный объем ТПУ, дм

...................................................................................................94,6

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массового расхода нефти, %..................................................................................± 0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы брутто нефти при доверительной

вероятности 0,95, %..................................................................................................................± 0,25

Пределы допускаемой приведенной погрешности

измерений давления нефти, %.................................................................................................± 0,25

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений температуры нефти, ºС............................................................................................± 0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений температуры планки

с оптическими переключателями ТПУ, ºС................................................................................± 0,3

Лист № 4

Всего листов 8

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений плотности нефти, кг/м

............................................................................................± 0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений влагосодержания нефти

при измерениях объемной доли воды в диапазоне от 0 до 4 %, %...............................± 0,1

при измерениях объемной доли воды в диапазоне от 4 до 10 %, % .............................± 0,2

Пределы допускаемой относительной погрешности

ТПУ при воспроизведении объема, %.....................................................................................± 0,05

Рабочие условия эксплуатации

для оборудования в помещениях технологических модулей

диапазон температуры окружающего воздуха, ºС …………………………….. от 15 до 25

относительная влажность окружающего воздуха, %,

при 30 ºС и ниже без конденсации влаги……………………..………………... не более 95

диапазон атмосферного давления, кПа ………………………..…………….. от 84 до 106,7

класс взрывоопасной зоны по ПУЭ ………………………………….………………… В-1а

категория и группа взрывоопасной смеси …………………………………….…….. IIА-Т3

для блока обработки информации и управления

диапазон температуры окружающего воздуха, ºС ……………...………….….. от 15 до 30

относительная влажность окружающего воздуха, %

в диапазоне рабочих температур…………………………..……………….……не более 95

диапазон атмосферного давления, кПа …………………………………..….. от 84 до 106,7

15%

Напряжение питающей электросети, В ………………….……..………………...…(380; 220)

10%

Частота переменного тока, Гц ………………………………….………………….……….(50

0,4)

Потребляемая мощность, кВА, не более ………………………..………...……….…………… 120

Габаритные размеры модулей

модуль поступающей нефти В×Ш×Д, мм, не более……….…………….. 3600×4000×9000

модуль отгружаемой нефти В×Ш×Д, мм, не более….…………..……... 3600×8000×15000

блок обработки информации и управления В×Ш×Г, мм, не более…..….2175×1615×1215

Масса модулей

модуль поступающей нефти, кг, не более…………….…………………...………….. 30000

модуль отгружаемой нефти, кг, не более………….….…………………...………….. 80000

блок обработки информации и управления, кг, не более ………………...………...….2300

Срок службы, лет, не менее …………………………………………………………………..…… 15

Среднее время наработки на отказ, ч ………………………………………………………...40 000

Условное давление оборудования……………………………...……..….….... ANSI 150 (1,6 МПа)

Измеряемая среда ……………………………………………..…...... нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Режим измерений поступающей нефти ………………………..……………...…… непрерывный

Режим измерений отгружаемой нефти …………………………..…..…………… периодический

Основные характеристики измерительных каналов системы, применяемых в сфере

государственного регулирования обеспечения единства измерений, приведены в таблице 2.

Лист № 5

Всего листов 8

Таблица 2

±0,25 %

(приведенная)

от 0 до 1600

кПа

Преобразователь давления

измерительный 3051,

±0,04 % (привед.),

номер в Госреестре

14061-04

Преобразователь

измерительный MTL

5042, ±10,0 мкА

(абс.),

номер в Госреестре

27555-09;

Контроллер

измерительный

FloBoss S600, вход

напряжения от 1 до 5

В,

±0,005 % (привед.),

номер в Госреестре

38623-08

±0,3 ºС

(абсолютная)

±0,22 ºС (абс.), номер

в Госреестре 39539-08

в составе

термопреобразователь

сопротивления

платиновый серии 65,

Pt-100, класс А;

Преобразователь

измерительный MTL

5042, ±10,0 мкА

(абс.),

номер в Госреестре

27555-09;

Преобразователь

ток/напряжение

(Резистор R250),

±0,01% (привед.)

Контроллер

измерительный

FloBoss S600, вход

напряжения от 1 до 5

В,

±0,005 % (привед.)

номер в Госреестре

38623-08

±0,25 %

(относительная)

от 80 до 630

т/ч

Счетчик-расходомер

массовый Micro Motion

модели DS600 с

преобразователем 2700,

±0,1 % (относит.),

номер в Госреестре

13425-06

Искробезопасный

барьер MTL 5032

(импульсный

изолятор)

Контроллер

измерительный

FloBoss S600, вход

импульсный,

± 1 имп. на 10000

импульсов,

±0,25 %

(относительная)

от 29 до 350

т/ч

Счетчик-расходомер

массовый Micro Motion

модели CMF 400 с

преобразователем 2700,

±0,1 % (относит.),

номер в Госреестре

13425-06

Искробезопасный

барьер MTL 5032

(импульсный

изолятор)

Контроллер

измерительный

FloBoss S600, вход

импульсный,

± 1 имп. на 10000

импульсов,

Наименование измерительногоСостав измерительного канала

канала, пределы допускаемой

погрешности, диапазон

измерений

в рабочих

условиях

диапазон

измерений

Первичный

измерительный

преобразователь (тип,

пределы допускаемой

основной погрешности)

Промежуточный

преобразователь

(тип, пределы

допускаемой

основной

погрешности), барьер

искробезопасности

Измерительный

контроллер (тип,

используемый

вход/выход, пределы

допускаемой

основной

погрешности)

Измерительный канал избыточного давления нефти

Преобразователь

ток/напряжение

(Резистор R250),

±0,01% (привед.)

Измерительный канал температуры нефти (планки с оптическими переключателями ПУ)

от 0 до 75 ºСДатчик температуры 644

(3144Р)

преобразователь

измерительный 644

(3144Р)

Измерительный канал массового расхода и массы нефти

номер в Госреестре

38623-08

номер в Госреестре

38623-08

Лист № 6

Всего листов 8

Продолжение таблицы 2

номер в Госреестре

15644-06

(импульсный

изолятор)

±0,1 %

(абсолютная)

при измерении

объемной доли

воды от 0 до 4

от 0 до 10 %

(объемных)

Влагомер поточный

модели L,

±0,05 % (абс.) при

измерениях объемной

доли воды от 0 до 4 %,

±0,15 % (абс.) при

измерениях объемной

доли воды от 4 до 10 %,

Преобразователь

измерительный MTL

5042,

±10,0 мкА (абс.),

номер в Госреестре

27555-09;

Контроллеры

измерительные

FloBoss S600, вход

напряжения от 1 до 5 В,

±0,005 % (привед.),

номер в Госреестре

38623-08

12345

Измерительный канал плотности нефти

±0,3 кг/м

(абсолютная)

от 300 до

1100 кг/м

Преобразователь

плотности жидкости

измерительный, модель

7835, ±0,15 кг/м

(абс.)

Искробезопасный

барьер MTL 5032

Контроллеры

измерительные

FloBoss S600, вход

частотный,

± 0,1 Гц,

номер в Госреестре

38623-08

Измерительный канал влагосодержания нефти

номер в Госреестре

25603-03

Преобразователь

ток/напряжение

(Резистор R250),

±0,01% (привед.)

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносят типографским способом в верхней части титульного

листа руководства по эксплуатации и формуляра.

Комплектность средства измерений

В комплект системы входят: система измерений

количества и показателей качества

нефти, включающая технологический модуль поступающей нефти, технологический модуль

отгружаемой нефти, блок обработки информации и управления, кабельные линии связи;

комплект ЗИП; программное обеспечение на CD; комплект эксплуатационной документации,

методика поверки.

Поверка

осуществляется по документу МЦКЛ.0027.МП «Система измерений количества и показателей

качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин», заводской № 5096.

Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 24.05.2013 г.

Основные средства поверки:

– установка пикнометрическая H&D Fitzgerald Ltd, диапазон измерений плотности от

700 до 1600 кг/м

, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности

0,1 кг/м

;

– мерник металлический эталонный 1 разряда, типа М, номинальный объем – 94,6 дм

пределы допускаемой относительной погрешности

0,02 %;

Лист № 7

Всего листов 8

– расходомер жидкости турбинный, максимальный расход 1350 м

/ч, динамический

диапазон измерений расхода 10:1, пределы относительной погрешности не более ± 0,15 %;

– калибратор давления DPI 615, диапазон задания давления от 0 до 70 МПа, пределы

допускаемой приведенной погрешности ± 0,025%;

– калибратор многофункциональный MCX II-R, диапазон воспроизведения силы

постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы основной допускаемой погрешности ± (0,02%

показаний + 1,0 мкА);

– цифровой калибратор температуры ATC-R, диапазон задания температуры от минус

27 до плюс 150 °С, пределы абсолютной погрешности от ±0,04 до ±0,1 °С.

Сведения о методиках (методах) измерений

изложена в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и

показателей качества нефти морского перегрузочного комплекса «Юрий Корчагин»,

ФР.1.29.2013.14859.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

измерений количества и показателей качества нефти морского перегрузочного

комплекса «Юрий Корчагин»

1 ГОСТ Р 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений

объема и массы жидкости»;

2 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к

методикам выполнения измерений»;

3 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения»;

4 ГОСТ 51330.0 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие

требования»;

5 Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением

систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденные приказом

Минпромэнерго России от 31.03. 2005 г. № 69;

6 Техническая документация фирмы изготовителя.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

Компания «Alderley FZE»

Адрес: 17015, ОАЭ (UAE), Dubai, Jebel Ali.

тел: +971 4 804 2777

факс: +971 4 883 5295

e-mail:

salesafze@alderley.com

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Алдерли НефтеГаз»

(ООО «Алдерли НефтеГаз»)

Адрес: 125047, РФ, г. Москва, 4-й Лесной пер., д.4.

тел.: +7 (495) 787 87 06

факс: +7 (495) 663 80 67

e-mail:

sales@alderley.com