Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН 512 на Ватинском ЦТП ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз",

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1223 п. 20 от 28.10.2013
Класс СИ 29.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 512 на Ватинском ЦТП ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы нефти.

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 512 на Ватинском ЦТП ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз», зав. №01, 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 и эксплуатационными документами ее компонентов.

Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений.

Выходные сигналы с преобразователей расхода жидкости турбинных, преобразователей давления измерительных, преобразователей измерительных (датчиков) температуры, преобразователей плотности, объемной доли воды в нефти поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.

СИКН состоит из функционально объединенных блоков:

1) Блок измерительных линий (БИЛ), который состоит из пяти измерительных линий (ИЛ): три рабочие и две резервные.

2) Блок измерений показателей качества нефти (БИК).

3) Система сбора, обработки информации и управления (СОИ).

Состав         СИКН         представлен         в         таблице         1.

Таблица 1 - Состав СИКН

Наименование и тип средства измерений

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

1

2

Преобразователи расхода жидкости турбинный HELIFLU TZ-N*

15427-01

Преобразователи расхода турбинные HTM*

79393-20

Преобразователи измерительные 644 к датчикам температуры

14683-00

Преобразователи измерительные 644

14683-04

14683-09

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65

22257-01

22257-05

22257-11

Преобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644

27129-04

Преобразователи измерительные Rosemount 644

56381-14

Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065

53211-13

Датчики температуры Rosemount 644

63889-16

Датчики температуры 644

39539-08

Преобразователи давления измерительные 3051

14061-99

14061-04

14061-10

14061-15

Преобразователи давления измерительные 3051S

24116-02

24116-08

24116-13

Влагомеры нефти поточные модели LC

16308-02

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

14557-10

14557-15

Влагомеры нефти поточные УДВН-2п

77816-20

Денсиметры SARASOTA модификации FD960

19879-00

19879-06

Преобразователи плотности и расхода CDM 100

63515-16

Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-03**

19240-00

19240-05

Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07**

75139-19

* Далее по тексту - ТПР

* * Далее по тексту - ИВК

В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.

СИКН обеспечивают выполнение следующих основных функций:

- автоматизированные измерения массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений;

- автоматизированные вычисления массы нетто нефти;

- автоматические измерения плотности и объемной доли воды в нефти;

- автоматические измерения объема, давления и температуры нефти;

- измерения давления и температуры нефти с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

- поверка и контроль метрологических характеристик ТПР с применением поверочной установки;

- автоматический и ручной отбор проб нефти в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

- автоматический контроль технологических параметров нефти в СИКН, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов;

- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Конструкцией СИКН место нанесения заводского номера не предусмотрено. Идентификация СИКН возможна по заводскому номеру, указанному в эксплуатационной документации, обеспечивающей его сохранность в течение всего срока эксплуатации.

Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.

Пломбирование СИКН не предусмотрено.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 2 (в зависимости от состава применяемой СОИ).

Уровень защиты ПО СИКН - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентиф икационные данные(признаки)

Значение

АРМ оператора с комплексом ПО «ФОРВАРД PRO

ПО ИВК «ИМЦ-07»

Идентиф икационное наименование ПО

ArmA.dll

ArmMX.dll

ArmF.dll

ArmTPU.d

ll

EMC07.M etrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

4.0.0.2

4.0.0.4

4.0.0.2

4.0.0.2

РХ.7000.0

1.08

Цифровой идентификатор

ПО

1D7C7BA0

E0881512

96ED4C9B

55DCB371

6CFE8968

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

CRC32

Идентиф икационные данные (признаки)

Значение

АРМ оператора

ПО ИВК «ИМЦ-03»

Идентиф икационное наименование ПО

calc.dll

OIL_TM.EXE

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1

342.04.01

Цифровой идентификатор

ПО

B1BE0C27299764FBDB3DF226 000C93B7

0DE929A8

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

CRC32

Технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3- Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч

от 202 до 1653

Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч

от 250 до 1900

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Таблица 4-Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Рабочий диапазон давления нефти, МПа

от 0,3 до 5,1

Режим работы СИКН

непрерывный

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия»

Диапазон температуры нефти, °С

от плюс 5 до плюс 40

Плотность в диапазоне температур, кг/м3

от 810,0 до 870,0

Массовая доля воды, %, не более

0,5

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт), не более

25

Содержание свободного газа, %

не допускается

Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В

- частота переменного тока, Г ц

380±38, трехфазное 220±22,однофазное

50±1

Условия эксплуатации:

- температура воздуха для БИЛ, ИВК и АРМ оператора, °С;

- температура воздуха для БИК, °С

от плюс 5 до плюс 35

от плюс 5 до плюс 40

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

Комплектность СИКН приведена в таблице 5.

Таблица 5- Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 512 на Ватинском ЦТП ОАО «Славнефть -Мегионнефтегаз», зав. №01

-

1 шт.

Инструкция по эксплуатации

-

1 экз.

Сведения о методах измерений

Приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 512 на Ватинском ЦТП ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз», регистрационный номер ФР.1.29.2022.43275.

Нормативные документы

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 февраля 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 расходов жидкости».

Развернуть полное описание