Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1510 ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто товарной нефти (нефти).
Описание
Принцип действия СИКН заключается в следующем: измерительные преобразователи выполняют измерение расхода, давления, температуры, плотности, вязкости и массовой доли воды в нефти и их преобразование в унифицированные электрические сигналы. Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (ИВК) выполняют измерение выходных сигналов средств измерений, их преобразование в значения параметров и показателей качества нефти, вычисление массы брутто нефти и передачу результатов измерений и вычислений на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.
Масса нетто нефти вычисляется как разность массы брутто нефти и массы балласта. Масса балласта вычисляется как общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти, определяемых по результатам лабораторных исследований пробы нефти.
В состав СИКН входят:
- блок измерительных линий (БИЛ);
- блок измерений показателей качества нефти (БИК);
- блок поверочной установки (БПУ);
- система обработки информации (СОИ).
Блок измерительных линий представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую три измерительные линии (ИЛ) (две рабочие и одна контрольнорезервная), оснащенные средствами измерений массового расхода, давления и температуры нефти, фильтрами, запорной и регулирующей арматурой.
Блок измерений показателей качества нефти представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую линию контроля качества, оснащенную средствами измерений плотности, вязкости, влагосодержания, расхода, температуры и давления нефти, циркуляционными насосами, автоматическими пробоотборниками, запорной и регулирующей арматурой.
Блок поверочной установки включает в себя установку поверочную трубопоршневую двунаправленную OGSB (ТПУ), представляющую собой калиброванный участок трубопровода в комплекте с шаровым поршнем, оснащенный детекторами прохода поршня, средствами измерений температуры и давления нефти.
Система обработки информации включает в себя ИВК и АРМ оператора на базе персонального компьютера с установленным программным обеспечением (ПО).
В состав СИКН входят следующие средства измерений:
- расходомеры массовые Promass, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 15201-11 (далее -регистрационный №);
- преобразователи давления измерительные Cerabar M, регистрационный № 41560-09;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR, регистрационный № 49519-12;
- преобразователи измерительные серии iTEMP TMT, регистрационный № 57947-14;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, регистрационный № 48218-11;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, регистрационный № 52638-13;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, регистрационный № 14557-15;
- преобразователь плотности и вязкости FVM, регистрационный № 62129-15;
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB, регистрационный № 62207-15;
- контроллеры измерительные FloBoss S600+, регистрационный № 57563-14.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
1) измерение и отображение текущих значений технологических и учетных параметров;
2) вычисление массы нетто нефти по МИ 3532-2015;
3) вычисление массовой доли воды по МИ 3532-2015;
4) выполнение поверки преобразователей массового расхода (ПМР) по ТПУ по МИ 31512008;
5) выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) ПМР по ТПУ и по контрольному ПМР по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015;
6) выполнение КМХ поточного преобразователя плотности по ареометру в БИК и по результатам испытаний в лаборатории;
7) выполнение КМХ поточного вискозиметра по резервному вискозиметру и по результатам испытаний в лаборатории;
8) выполнение КМХ поточного влагомера по резервному влагомеру и по результатам испытаний в лаборатории;
9) формирование и печать текущих и архивных данных: журналов, трендов, отчетов, паспорта качества нефти, акта приема-сдачи нефти;
10) регистрация событий в журнале;
11) настройка параметров средств измерений СИКН;
12) запись и хранение архивов посредством базы данных Microsoft SQL Server;
13) обеспечение защиты данных от несанкционированного доступа.
Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Программное обеспечение СИКН включает в себя встроенное ПО средств измерений в составе СИКН и ПО, установленное на АРМ оператора:
- «АРМ оператора «Визард». Модуль 1. Алгоритм поверки по МИ 3151-2008, алгоритмы контроля метрологических характеристик по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015», сертификат соответствия № ТП 045-16 от 11.03.2016;
- «АРМ оператора «Визард». Модуль 2. Алгоритм поверки по МИ 3380-2012, алгоритмы по методике поверки на счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, МП РТ 1720-2012, МП РТ 1902-2013, МИ 3272-2010, методике поверки на расходомеры массовые Promass, вычисление массы нетто нефти, сырой нефти прямым методом динамических измерений по МИ 3532-2015, МИ 2693-2001 и ГОСТ Р 8.910-2016, вычисление массовой доли воды по МИ 3532-2015, вычисление кинематической вязкости по ГОСТ 33-2000», сертификат соответствия № ТП 092-17 от 21.12.2017.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентиф икационное наименование ПО | «Визард» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже v.2/1/2202 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0X40DBC63BF736FB62C9C63ADD53F3F5E3 модуля «Поверка ПМР по ТПУ по МИ 3151-2008» |
| 0XFFEB685BC3463948FFD74617CB6767C8 модуля «КМХ ПМР по ПУ» |
| 0X00C99E87CE19B42D434F2016539683E0 модуля «КМХ ПМР по контрольному ПМР» |
| 0X003763C741854594DBA9051677D51607 модуля «КМХ ПП по ареометру» |
| 0X6D710CC2F3294568FB6DC8AE87281FB5 модуля «КМХ ПП по результатам испытаний в лаборатории» |
| 0X8F6C3B0C93EC0F7100E6C6BF7E7DEC83 модуля «КМХ вискозиметра по резервному вискозиметру» |
| 0XC05F8C1A3E911B322ABE6C1B30CEE59E модуля «КМХ вискозиметра по результатам испытаний в лаборатории» |
| 0X6865EE1D89A2A38DAA6D6C0D204CE866 модуля «КМХ ПВ по резервному ПВ» |
| 0X39C7BE1CAE6F7010EA6F383952461D6B модуля «КМХ ПВ по результатам испытаний в лаборатории» |
| 0X80E02717A405AB12F972BF0F649CEAB5 модуля «Вычисление массы нетто нефти прямым методом динамических измерений по МИ 3532-2015» |
| 0X83 A0E8719520EB CF8BB4F88B7FA186DF модуля «Вычисление массовой доли воды по МИ 3532-2015» |
| 0X51114132704D60025EBADEF1F7A1829B модуля «Процедура расчета цифрового идентификатора» |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом влияния программного обеспечения. Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Количество ИЛ, шт. | 3 (2 рабочие, 1 контрольнорезервная) |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| - массовый расход нефти через СИКН, т/ч | от 74,4 до 585,7 |
| - массовый расход нефти по одной измерительной линии, т/ч | от 74,40 до 292,85 |
| - избыточное давление нефти, МПа | от 1,0 до 3,6 |
| - температура нефти, °С | от +5 до +45 |
| - плотность при температуре плюс 20 °С, кг/м | от 780 до 840 |
| - кинематическая вязкость, мм /с (сСт) | от 2 до 10 |
| - массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| - массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Параметры электрического питания СИКН: - напряжение переменного тока измерительных цепей, В - напряжение переменного тока силовых цепей, В - частота переменного тока, Гц | 220±22 380±38 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды для средств измерений в составе БИЛ, БИК и БПУ, °С - температура окружающей среды для средств измерений в составе СОИ, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от +5 до +50 от +18 до +30 от 30 до 90 от 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации СИКН печатным способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 1510 ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз», зав. № 16001 | - | 1 шт. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз». Руководство по эксплуатации | ОФТ.05.2202.00.00.00.00.00.00 РЭ | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз». Формуляр | ОФТ.05.2202.00.00.00.00.00.00 ФО | 1 экз. |
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз». Руководство оператора | ОФТ.05.2202.00.00.00.00.00.00 РО | 1 экз. |
| ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1510 ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз». Методика поверки | МП 338-18 | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1510 ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз» | 01.00241 -2013/29-282-2018 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 338-18 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1510 ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 13.07.2018.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 разряда по приказу Минпромторга России от 07.02.2018 г. № 256: установка трубопоршневая поверочная двунаправленная, регистрационный № 62207-15;
- средства поверки в соответствии с методиками поверки на средства измерений, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1510 ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00241-2013/29282-2018).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 1510 ПСП «Юрубчен» АО «Востсибнефтегаз»
Приказ Минэнерго России от 08.04.2016 г. № 179 «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 Минпромторга России от 07.08.2018 г. № 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 расхода жидкости»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
72971-18: Методика поверки МП 338-18Скачать720.1 Кб