Приложение № 5
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «31» декабря 2020 г. № 2359
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаизмеренийколичестваипоказателейкачестванефти№ 777
ПСП «Джалинда» филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток»
Назначение средства измерений
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 средства измерений
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
компонентовСИКНформируютвспомогательныеизмерительныеканалы(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.
Наименование измерительного компонента
16128-06
Таблица 1 – Состав СИКН
Регистрационный номер в
Федеральном
информационном фонде по
обеспечению единства
измерений
2
1
Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM (Ду от
2 до 16 дюймов) (далее – ПР)
Преобразователь расхода жидкости турбинные MVTM Dy от
16128-10
Лист № 2
Всего листов 7
Наименование измерительного компонента
Наименование измерительного компонента
47452-11
59554-14
60168-15
1844-63
15644-06
52638-13
15644-01
Регистрационный номер в
Федеральном
информационном фонде по
обеспечению единства
измерений
2” до 16”
Продолжение таблицы 1
1
Датчики температуры 644, 3144P
Датчик температуры Rosemount 644, Rosemount 3144Р
Преобразователи давления измерительные 3051
Преобразователи давления измерительные 3051
Датчик давления Метран-100
Регистрационный номер в
Федеральном
информационном фонде по
обеспечению единства
измерений
2
39539-08
63889-16
14061-04
14061-10
22235-01
Манометры,вакуумметрыимановакуумметры
показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и26803-06
МВПТИ
вакуумметрыи
для точных измерений
Манометры,
показывающие
МВПТИ
мановакуумметры
МПТИ, ВПТИ и26803-11
Манометры, мановакуумметры, напоромеры, тягонапоромеры
показывающие МП (манометры), МВП (мановакуумметры),28544-14
НП (напоромеры), ТНП (тягонапоромеры)
Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры,
тягомеры, тягонапоромеры, дифманометры показывающие,
сигнализирующие МПю и МП (показывающие), ЭкМю и
ЭкМ (сигнализирующие)
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
Манометры показывающие ТМ, ТВ, ТМВ и ТМТБ
25913-08
Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры,
тягомеры и тягонапоромеры ФТ
Манометры, вакуумметры и мановакуумметры для точных
измерений типа МТИ и ВТИ
Термометр электронный ExT-01/1
Термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4
44307-10
303-91
Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод.
7835, 7845, 7846, 7847) модель 7835
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели
7835
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели
7835
Преобразователь плотности и расхода CDM 100P
63515-16
вязкости
7826, 7827,
Преобразователиплотностии
измерительные модель (мод. 7825,
модель 7829
жидкости
7828, 7829)15642-06
Лист № 3
Всего листов 7
Наименование измерительного компонента
Преобразователь плотности и вязкости FDM, FVM, HFVM
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм
Регистрационный номер в
Федеральном
информационном фонде по
обеспечению единства
измерений
62129-15
14557-05
Наименование измерительного компонента
-
Окончание таблицы 1
Регистрационный номер в
Федеральном
информационном фонде по
обеспечению единства
измерений
2
14557-10
14557-15
1
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм
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;
- автоматическийконтроль,индикацию,сигнализациюпредельныхзначений
технологических параметров;
- КMX 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.
Лист № 4
Всего листов 7
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 контроллеровиАРМ оператора приведены
в таблице 2.
06.25/25
1.40.0.0
CRC16
CRC32
Таблица 2 – Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора
Идентификационные данные (признаки)
ПК «Cropos»
Значение
Контроллеры FloBoss
S600+
LinuxBinary.app
metrology.dll
1990
23B7F731
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный
номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и
показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4, 5.
±0,25
±0,35
Таблица 3 – Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений объемного расхода, м
3
/ч
Значение
от 600 до 5000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы нетто нефти, %
Номер ИК
Пределы
допускаемой
погрешности
ИК
Таблица 4 – Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с
комплектным методом определения метрологических характеристик
Наимено-вание
ИК
Количество ИК
(место
установки)
Диапазон
измерений
Состав ИК
ПервичныйВторичная
измеритель-часть
ный
преобразова-
тель
123
1, 2,ИК4 (ИЛ 1,
3, 4 объемного ИЛ 2,
расхода ИЛ 3,
нефти ИЛ4)
5
Контроллеры
измерительные
FloBoss S600+
6
от 199 до
1990 м
3
/ч
7
±0,15 %
1)
(±0,10 %)
2)
(относи-
тельная)
5-40ИК36
силы тока (СОИ)
4
Преобразо-
ватели
расхода
жидкости
турбинные
MVTM
-
Аналоговые
входы
от 4 до
20 мА
±0,04 %
(приведенна
Лист № 5
Всего листов 7
Номер ИК
Пределы
допускаемой
погрешности
ИК
Наимено-вание
ИК
Количество ИК
(место
установки)
Диапазон
измерений
Состав ИК
ПервичныйВторичная
измеритель-часть
ный
преобразова-
тель
123
6
7
я)
41-49ИК9 (СОИ)
частоты
от 1 до
10000 Гц
±0,1 Гц
(абсо-
лютная)
50-61ИК12
количества (СОИ)
импульсов
45
контроллеров
измерительных
FloBoss S600+
-Частотные
входы
контроллеров
измерительных
FloBoss S600+
-Импульсные
входы
контроллеров
измерительных
FloBoss S600+
±1 имп.
(абсо-
лютная, на
каждые
10000 имп.)
62-65ИК вычисле-4 (СОИ)
ния расхода,
- Контроллеры
измерительные
от 1 до
16·10
6
имп.
(диапазон
частот от 1
до 10000
Гц)
-
±0,01 %
(относи-
объема иFloBoss S600+тельная)
массы
1)
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода на рабочих ИЛ;
2)
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК объемного расхода на контрольно-резервной
ИЛ, применяемым в качестве контрольного.
Количество измерительных линий, шт.
Режим работы СИКН
Измеряемая среда
от 815 до 885
от 0,2 до 4,0
от -5
*
до +40
0,5
0,05
100,0
от 5,0 до 35,0
66,7 (500)
6,0
1,3
40,0
Таблица 5 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
4 (3 рабочих,
1 контрольно-резервная)
Непрерывный
автоматический
нефть по ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические
условия»
Характеристики измеряемой среды:
– плотность, кг/м
3
– давление, МПа
– температура,
С
– массовая доля воды, %, не более
– массовая доля механических примесей, %, не более
– массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
– вязкость кинематическая, мм
2
/с
давление насыщенных паров при максимальной температуре
измеряемой среды, кПа, (мм рт. ст.)
массовая доля парафина, %, не более
– массовая доля серы, %, не более
массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн
-1
(ppm),
не более
Лист № 6
Всего листов 7
Значение
не допускается
Наименование характеристики
– содержание свободного газа
Параметры электрического питания:
– напряжение переменного тока, В
– частота переменного тока, Гц
Средняя наработка на отказ, ч
Средний срок службы, лет, не менее
400±40/230±23
50±1
20 000
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 средства измерений
-
1 шт.
1 экз
Обозначение
Количество
Таблица 6 – Комплектность средства измерений
Наименование
Системаизмеренийколичестваипоказателей
качества нефти № 777 ПСП «Джалинда» филиала
«Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть - Восток»,
зав. № 777
Инструкция по эксплуатации
-
1 экз.
Формуляр на Систему измерений количества и
показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда»
филиала «Нерюнгринское РНУ» ООО «Транснефть -
Восток»
Методика поверкиНА.ГНМЦ.0484-20 МП
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0484-20 «ГСИ. Система измерений количества и
филиала «Нерюнгринское РНУ»
утверждённой ОП ГНМЦ
показателей качества нефти № 777 ПСП «Джалинда»
ООО «Транснефть - Восток».Методикаповерки»,
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
средствизмеренийсилыпостоянногоэлектрическоготока,утвержденнойприказом
Росстандарта от 1.10.2018 г. № 2091 в диапазоне от 1·10
-16
до 100 А, с относительной
погрешностью 1,6·10
-2
÷2·10
-3
, с допускаемой относительной погрешностью от 1·10
-4
до 2·10
-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.
Лист № 7
Всего листов 7
Сведения о методиках (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,
выполняемыхприучетеиспользуемыхэнергетическихресурсов,иобязательных
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
Изготовитель
Великолукскийзавод«Транснефтемаш»-филиалАкционерногообщества
«Транснефть – Верхняя Волга» (АО «Транснефть – Верхняя Волга»)
ИНН: 5260900725
Адрес: 182115, Россия, Псковская область, г. Великие Луки ул. Гоголя, д. 2
Тел./факс: +7(81153) 9-26-67
Заявитель
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
ИНН: 0278005403.
Адрес: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, 50-летия Октября ул., д. 24
Телефон: +7(347) 279-88-99, 8-800-700-78-68;
Факс: +7(347) 279-88-99;
E-mail:
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а
Телефон: +7 (843) 567-20-10, 8-800-700-78-68
Факс: +7 (843) 567-20-10
E-mail:
Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.