Система измерений количества и показателей качества нефти № 571 ПСП «Медведево»
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 571 ПСП «Медведево» (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 комплексов измерительно-вычислительных «SyberTrol» (ИВК), которые преобразуют их и вычисляют 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.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта.
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 три 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, вязкости, расхода, температуры и давления нефти, циркуляционными насосами, автоматическими и ручными 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 ST».
Основные измерительные и комплексные компоненты, входящие в состав СИКН, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
| Тип СИ | Номер в ФИФ ОЕИ* |
| Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM | 16128-01 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-99 |
| 14061-15 | |
| Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры | 14683-00 |
| Преобразователи измерительные Rosemount 3144P | 56381-14 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 68 | 22256-01 |
| Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 | 53211-13 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | 15644-01 |
| Влагомер нефти поточный модели LC | 16308-02 |
| Влагомер поточный модели L | 56767-14 |
| Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827 | 15642-01 |
| Преобразователь плотности и вязкости FVM | 62129-15 |
| Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная | 12888-99 |
| Комплексы измерительно-вычислительные «SyberTrol» | 16126-02 |
* - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
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 и контроля метрологических характеристик (КМХ) преобразователей расхода/измерительного канала (ИК) объемного расхода нефти по ТПУ;
6) выполнение КМХ преобразователей плотности/ИК плотности нефти по ареометру и по резервному преобразователю плотности/ИК плотности;
7) обеспечение защиты ПО «Визард СИКН ST», данных архива и системной информации от несанкционированного доступа.
Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Заводской номер 50364 в виде цифрового обозначения, состоящего из пяти арабских цифр, нанесен на маркировочную табличку печатным способом, обеспечивающим идентификацию, возможность прочтения и сохранность в процессе эксплуатации СИКН и в эксплуатационную документацию. Маркировочная табличка СИКН представлена на рисунке 1.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН. Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Общий вид СИКН представлен на рисунке 2.
Рисунок 1 - Маркировочная табличка
Рисунок 2 - Общий вид СИКН
Программное обеспечение
Программное обеспечение СИКН включает в себя встроенное ПО измерительных и комплексных компонентов в составе СИКН и ПО «Визард СИКН ST», установленное на АРМ оператора.
Встроенное ПО ИВК осуществляет сбор, обработку и передачу измерительной информации на АРМ оператора. ПО «Визард СИКН ST» осуществляет отображение технологических и учетных параметров, журнала сообщений, запись и хранение архивов, выполнение поверки и КМХ преобразователей расхода по ТПУ, выполнение КМХ преобразователей плотности по ареометру и по резервному плотномеру.
Уровень защиты ПО СИКН - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО СИКН приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Визард СИКН ST»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентификационное наименование ПО | «Визард СИКН ST» | |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже v.1 | |
| Цифровой идентификатор ПО | Имя файла | Значение цифрового идентификатора |
| Модуль «Отображение технологических параметров» | ||
| 00000072.csc | E7902F021F039892DACBABB0057BBF30 | |
| 00000716.nmd | 44B83D2E0E0403C8DAE789EA7A8BF783 | |
| 00000736.nmd | 28204E122A5BAB62EA5B51571FEC9B06 | |
| 00000737.nmd | D24F78C4765B7BE6735410EA548D6BEF | |
| 00000738.nmd | F1AC14ED6C56C2A6D5EE4034C2653B55 | |
| Модуль «Формирование архивов» | ||
| 00000069.csc | 933FD4E509E59A055ED7A8899D8152C8 | |
| 00000651.nmd | 179F2F22CD1B18D0A0C1C1CEC39565F5 | |
| 00000652.nmd | 381AC0F85E6DBC2607E4332B77CB5A4F | |
| 00000739.nmd | 6D56BE003A9E03D56701BD97D4526CE7 | |
| 00000740.nmd | DD0EF03D8F4D2C6F13F2C76110C3E2FB | |
| 00000741.nmd | 1D8B8397CA219F5509A16B0679DEBA23 | |
| Модуль «Поверка и КМХ ПР по ТПУ» | ||
| 00000680.nmd | F1A1744A3570CCAA1A0188A98E8B9923 | |
| 00000703.nmd | 900A00EE05A48049C3884E6E147105E7 | |
| 00000742.nmd | A14755CD95FBDCAFD5A0B253B6A24735 | |
| 00000743.nmd | 727BBC4FCA6F2688ACC42D80770D2A66 | |
| Модуль «КМХ рабочего ПП по резервному ПП» | ||
| 00000735.nmd | A8A4BD563A0A3E0E48704E48A661C75D | |
| Модуль «КМХ ПП по ареометру» | ||
| 00000685.nmd | 06644DECAD1BEC7E785C72DA73B6CE19 | |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | MD5 | |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентификационное наименование ПО | SyberTrol | |
| FIOM I/O Module | FCPB Main Processor | |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 26.07 | 26.07 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7329с073 | b7fbbc9b |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 26.07 | 26.08 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7329с073 | 9b8a1aab |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | CRC32 | |
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Таблица 4 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений объемного расхода нефти через СИКН, м3/ч | от 30 до 600 |
| Диапазон измерений объемного расхода нефти через одну ИЛ, м3/ч | от 30 до 300 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 5 - Состав и основные метрологические характеристики ИК
| Наименование ИК | Место установки ИК | Состав ИК | Диапазон измерений ИК | Пределы допускаемой погрешности ИК | |
| Измерительные компоненты | Комплексные компоненты | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ИК объемного расхода нефти через одну ИЛ | БИЛ | Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM | ИВК | от 30 до 300 м3/ч | 6 = ±0,15 % |
| ИК объемного расхода нефти | БИЛ | Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM | ИВК | от 30 до 600 м3/ч | 6 = ±0,15 % |
| ИК температуры нефти | БИЛ, БИК, ТПУ | Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры; преобразователи измерительные Rosemount 3144P; термопреобразователи сопротивления платиновые серии 68; термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 | ИВК | от 0 до +75 ОС | Д = ±0,2 ос |
| ИК давления нефти | БИЛ, БИК, ТПУ | Преобразователи давления измерительные 3051 | ИВК | от 0 до 6 МПа | Y = ±0,25 % |
| ИК плотности нефти | БИК | Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | ИВК | от 700 до 1000 кг/м3 | Д = ±0,3 кг/м3 |
| ИК объемной доли воды в нефти | БИК | Влагомер нефти поточный модели LC; Влагомер поточный модели L | ИВК | от 0 до 2 % | Д = ±0,07 % |
Продолжение таблицы 5
| Наименование ИК | Место установки ИК | Состав ИК | Диапазон измерений ИК | Пределы допускаемой погрешности ИК | |
| Измерительные компоненты | Комплексные компоненты | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ИК вязкости нефти | БИК | Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827; Преобразователь плотности и вязкости FVM | ИВК | от 0,6 до 100 мм2/с (сСт) от 0,6 до 100 мПа^с (сП) | Y = ±1 % |
| ИК силы постоянного тока | СОИ | - | ИВК | от 4 до 20 мА | 6 = ±0,05 % |
| ИК напряжения постоянного тока | СОИ | - | ИВК | от 1 до 5 В | 6 = ±0,05 % |
| ИК частотноимпульсный | СОИ | - | ИВК | от 0 до 10000 Гц | Д = ±1 имп |
Примечание - Д - абсолютная погрешность измерений, 6 - относительная погрешность измерений, у — приведенная погрешность измерений
Таблица 6 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858 |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 |
| Режим работы СИКН | непрерывный или периодический |
| Характеристики измеряемой среды: - избыточное давление нефти, МПа - температура нефти, °C - плотность нефти, кг/м3 - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более | от 0,16 до 4,1 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 | от +5 до +40 от +5 до +40 |
Знак утверждения типа
на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН печатным способом.
Комплектность
Таблица 7 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 571 ПСП «Медведево», зав. № 50364 | _ | 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 № 571 ПСП «Медведево», (свидетельство об аттестации методики измерений № RA.RU.313939/29-613-2022, аттестующая организация ФБУ «Томский ЦСМ», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.313939).
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 26.09.2022 № 2356 «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 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» пункт 6.1.1.