Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 263 на ПСП «Киенгоп» ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова (далее по тексту - СИКН) предназначена для учетно-расчетных операций между ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова и Удмуртским РНУ АО «Транснефть-Прикамье».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных MVTM (далее по тексту - ТПР) по блоку измерительных линий (БИЛ) №1 и прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion (далее по тексту - МПР) по БИЛ №2. Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей ТПР и МПР поступают на соответствующие входы контроллера измерительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
Конструктивно СИКН состоит из БИЛ №1, БИЛ №2, блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), блока стационарной поверочной установки (ПУ) и системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ №1 состоит из двух резервных измерительных линий (ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
БИЛ №2 состоит из двух рабочих ИЛ.
БИК выполняет функции определения текущих 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.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: контроллеры измерительные FloBoss S600 и S600+, осуществляющие сбор измерительной информации; автоматизированные рабочие места оператора (далее по тексту -АРМ оператора), формирующие отчетные данные и оснащенные средствами отображения, управления и печати.
В состав СИКН входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -рег. №)), приведенные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Состав СИКН
| Наименование СИ | Рег. № |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 13425-06 |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-16 |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM | 16128-97 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-04, 14061-10, 14061-15 |
| Преобразователи измерительные 644 | 14683-04 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-05 |
| Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Датчики температуры Rosemount 644 | 63889-16 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-05, 14557-10, 14557-15 |
| Преобразователи плотности измерительные модели 7835 | 15644-96 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | 15644-06 |
| Преобразователи плотности и вязкости измерительные модели 7827 | 15642-96 |
| Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 | 15642-06 |
| Устройства измерения параметров жидкости и газа 7951 | 15645-96 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600 | 14661-02 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | 64224-16 |
| Счетчики жидкости турбинные МИГ | 26776-04 |
| Преобразователи расхода турбинные МИГ-М | 65199-16 |
В состав СИКН входят показывающие СИ давления и температуры, применяемые для контроля технологичесиких режимов работы СИКН.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение объемного (м3/ч) и массового (т/ч) расхода нефти в рабочем диапазоне;
- автоматическое измерений массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (мм2/с) и объемной доли воды (%) в нефти;
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверка и контроль метрологических характеристик ТПР и МНР по ПУ, КМХ резервных ТПР по контрольно-резервному ТПР;
- автоматический и ручной отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится типографским способом в инструкции по эксплуатации СИКН.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Программное обеспечение
обеспечивает реализацию функций СИКН. Метрологически значимая часть программного обеспечения (ПО) СИКН реализовано в контроллерах измерительных FloBoss S600 и S600+ и АРМ оператора. Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблицах 2 и 3. Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует «среднему» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО контроллеров измерительных
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| S600+ | S600 (основной) | S600 (резервный) |
| Идентификационное наименование ПО | - | - | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.30 | 05.42 | 05.42 |
| Цифровой идентификатор ПО | e508 | eaac | e48c |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | - | - | - |
Т а б л и ц а 3 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | “Cropos” |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.8 |
| Цифровой идентификатор ПО | 78EAA947 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Технические характеристики
Т а б л и ц а 4 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений объемного расхода через СИКН по БИЛ №1, м3/ч | от 203 до 1166 |
| Диапазон измерений массового расхода через СИКН по БИЛ №2, т/ч | от 150 до 1000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858 |
| Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 - давление, МПа - рабочее - минимальное - максимальное - вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры, мм2/с - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.) - содержание свободного газа, % | от +15 до +45 от 858 до 886 0,5 0,24 1,0 от 8 до 45 1,0 900 0,05 66,7 (500) не допускается |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22, 380±38 50±0,4 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -50 до +50 до 100 при +25°С 100±5 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20000 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений
Т а б л и ц а 6 - Комплектность СИ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № № 263 на ПСП «Киенгоп» ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова, зав. № 01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
представлены в документе МН 1173-2022 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 263 на ПСП «Киенгоп» ПАО «Удмуртнефть» им В.И. Кудинова», свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-009/01-2022 (аттестат аккредитации № RA.RU.310652).
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
Приказ Росстандарта от 7 февраля2018 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 расходов жидкости».
Правообладатель
Общество с ограниченной ответственностью «Итом-Прогресс» (ООО «Итом-Прогресс»)
ИНН 1841014518
86343-22: Методика поверкиСкачать5.6 Мб