Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП «Игольское» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на измерении массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений, при котором массу брутто нефти определяют с применением измерительных и комплексных компонентов: преобразователей объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные электрические сигналы преобразователей объемного расхода, температуры, давления, плотности поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного МикроТЭК (ИВК), который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму. 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 (ТПУ);
- система обработки информации (СОИ).
БИЛ представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую измерительные линии (ИЛ), оснащенные средствами измерений объемного расхода, давления и температуры нефти, фильтрами, запорной и регулирующей арматурой.
БИК представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую линию контроля качества, оснащенную средствами измерений плотности, объемной доли воды, расхода, температуры и давления нефти, циркуляционными насосами, автоматическими пробоотборниками, запорной и регулирующей арматурой.
ТПУ включает в себя трубопоршневую поверочную установку, представляющую собой калиброванный участок трубопровода в комплекте с шаровым поршнем, оснащенный детекторами прохода поршня, средствами измерений температуры и давления нефти.
СОИ включает в себя ИВК и автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе персонального компьютера с установленным программным обеспечением (ПО) «Визард СИКН».
В состав СИКН входят следующие основные измерительные и комплексные компоненты:
- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM Dy 4'', регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 16128-10 (далее -регистрационный №);
- преобразователи расхода жидкости турбинные Sentry c Dy 4'', регистрационный № 12750-00;
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-99;
- преобразователи измерительные 244 к датчикам температуры, регистрационный № 14684-00;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный № 22257-01;
- датчики температуры Rosemount 3144P, регистрационный № 63889-16;
- термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, регистрационный № 53211-13;
- денсиметры SARASOTA модификации FD960, регистрационный № 19879-00;
- влагомер нефти поточный модели LC, регистрационный № 16308-02;
- установка поверочная трубопоршневая стационарная «Прувер С-500-0,05», регистрационный № 17630-98;
- комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК, регистрационный № 24063-06.
Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на
измерительные компоненты с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
1) отображение текущих значений технологических и учетных параметров;
2) формирование и печать текущих и архивных данных: журналов, трендов, отчетов, паспорта качества нефти, акта приема-сдачи нефти;
3) запись и хранение архивов;
4) вычисление массы нетто нефти при «ручном вводе» с АРМ оператора параметров нефти, определяемых по результатам лабораторных исследований пробы нефти;
5) выполнение поверки преобразователей расхода (ПР) по ТПУ;
6) контроль метрологических характеристик (КМХ) ПР по ТПУ, рабочего ПР по контрольному ПР
6) КМХ измерительного канала (ИК) плотности нефти по ареометру и по резервному плотномеру;
7) обеспечение защиты ПО «Визард СИКН», данных архива и системной информации от несанкционированного доступа.
Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Заводской номер СИКН состоит из арабских цифр и вносится в эксплуатационную документацию. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН. Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение СИКН включает в себя встроенное ПО измерительных и комплексных компонентов в составе СИКН и ПО «Визард СИКН», установленное на АРМ оператора.
Встроенное ПО ИВК осуществляет сбор, обработку и передачу измерительной информации на АРМ оператора. ПО «Визард СИКН» осуществляет отображение технологических и учетных параметров, журнала сообщений, запись и хранение архивов, выполнение поверки и КМХ ПР по ТПУ, выполнение КМХ ИК плотности нефти по ареометру и по резервному плотномеру. Уровень защиты ПО СИКН - «высокий» в соответствии с Р 50.2.0772014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО СИКН приведены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Визард СИКН»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Визард СИКН» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v. 1/1/1/1235 |
| Цифровой идентификатор ПО | Модуль «КМХ ПП по ареометру»: F63567930709D8FF1343E4D90E64926D Модуль «КМХ ПП по ПП»: BC84C17194F87A9CC55EF26C6493A0A0 Модуль «КМХ ПР по ТПУ»: 18EE0732CC863 8CDD5BD624BC4331025 Модуль «Поверка ПР по ТПУ»: CAA0CAF77C2F95839BCC10725412F8B6 Модуль «Процедура хэширования»: 82F2D3B3A221DA4A4B698D1179FC5C28 |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | MD5 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | УЗЕЛ УЧЕТА НЕФТИ |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 01.220408 |
| Цифровой идентификатор ПО | - |
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений объемного расхода нефти через одну ИЛ, м3/ч | от 50 до 240 |
| Диапазон измерений объемного расхода нефти через СИКН, м3/ч | от 50 до 720 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики ИК
| Наименование ИК | Место установки ИК | Состав ИК | Диапазон измерений ИК | Пределы допускаемой погрешности ИК |
| Измерительные компоненты | Комп лекс- ные компо ненты |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ИК температуры нефти | БИЛ | Преобразователи измерительные 244 к датчикам температуры, термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, датчики температуры Rosemount 3144P, термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 | ИВК | от +5 до +30 °С | А = ±0,2 °С |
| ИК давления нефти | БИЛ | Преобразователи давления измерительные 3051 | ИВК | от 0,24 до 3,75 МПа | Y = ±0,25 % |
| ИК плотности нефти | БИК | Денсиметры SARASOTA модификации FD960 | ИВК | от 700 до 1000 кг/м3 | А = ±0,3 кг/м3 |
| ИК содержания воды в нефти | БИК | Влагомер нефти поточный модели LC | ИВК | от 0 до 0,5 % | А = ±0,07 % |
В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: А - абсолютная погрешность измерений, у - приведенная погрешность измерений_
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858 |
| Количество измерительных линий, шт. | 5 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Характеристики измеряемой среды: - избыточное давление нефти, МПа - температура нефти, °С - плотность нефти, кг/м3 - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более | от 0,24 до 3,75 от +5 до +30 от 700 до 1000 0,5 100 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 средств измерений в составе БИЛ, БИК и ТПУ, °С - температура окружающей среды средств измерений в составе СОИ, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от +5 до +30 от +18 до +30 80 от 84 до 106 |
Знак утверждения типа наносится
на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН печатным способом. Комплектность средства измерений
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП «Игольское», зав. № 515 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП «Игольское», (свидетельство об аттестации методики измерений № RA.RU.313939/29-561-2022, аттестующая организация ФБУ «Томский ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.313939.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
Приказ Росстандарта от 7 августа 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»;
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».
Правообладатель
Акционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной компании (АО «Томскнефть» ВНК)
ИНН 7022000310
87054-22: Методика поверкиСкачать11.5 Мб