Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №807 ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (далее по тексту - СИКН) предназначена для измерений массы нефти при проведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и АО «Транснефть».
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти в трубопроводе (далее по тексту - нефти) с помощью расходомеров массовых MicroMotion (далее по тексту - МПР). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей МПР поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 (далее по тексту - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу нефти в трубопроводе по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти определяют как разность массы нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), узла подключения передвижной 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 нефтегазоводяной смеси.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, двух рабочих измерительных линий (ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля показателей качества нефти, а также отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной ПУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: ИВК, осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; два автоматизированных рабочих места оператора АРМ (основное и резервное) (далее по тексту - АРМ оператора), 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.
| Наименование СИ | Рег. № |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 13425-01 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-99 |
| Преобразователи давления измерительные EJA | 14495-00 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-01 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | 15644-01 |
| Расходомеры-счетчики ультразвуковые многоканальные УРСВ «ВЗЛЕТ МР» | 18802-99 |
| Преобразователи измерительные 644 к датчикам температуры | 14683-00 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-01 |
| Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-03 | 19240-00 |
В состав СИКН входят показывающие СИ давления и температуры, применяемые для контроля технологичесиких режимов работы СИКН.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерений массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3) 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 МПР по ПУ, КМХ рабочих и резервного МПР по контрольно-резервному МПР;
- 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, входящие в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится типографским способом в инструкции по эксплуатации СИКН.
Программное обеспечение
обеспечивает реализацию функций СИКН. Метрологически значимая часть программного обеспечения (ПО) СИКН реализована в ИВК.
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 ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | - |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | В21.05 |
| Цифровой идентификатор ПО | - |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | - |
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 10 до 544 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть |
| Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - плотность в рабочем диапазоне температур, кг/м3 - давление, МПа - вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температуры, мм2/с - объемная 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, %, не более | от +5 до +40 от 700 до 1100 от 0,2 до 1,6 от 4 до 15 1,0 900 0,05 до 75,0 (563) не допускается |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц | 220±22, 380±38 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, мм. рт. ст. | от -40 до +19 от 50 до 85 от 645 до 803 |
| Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч | 10 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 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №807 ТИП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», заводской №07 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | - | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
представлены в документе МН 1134-2021 с изменением № 1 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №807
ТПП «Урайнефтегаз» ООО «Лукойл-Западная Сибирь», ФР.1.29.2022.42107.
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 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».
Правообладатель
Закрытое акционерное общество «Инженерно производственная фирма Вектор» (ЗАО «ИПФ Вектор»)
ИНН 7203091101
87124-22: Методика поверкиСкачать4.5 Мб