Система измерений количества и показателей качества нефти № 1517 (СИКН) на ЦПС. Расширение Среднеботуобинского НГКМ ООО "Таас-Юрях Нефтегазодобыча". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1517 (СИКН) на ЦПС. Расширение Среднеботуобинского НГКМ ООО "Таас-Юрях Нефтегазодобыча"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Найдено поверителей 1

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1517 (СИКН) на ЦПС. Расширение Среднеботуобинского НГКМ ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (далее - СИКН) предназначена для измерений массового расхода (массы) нефти.

Описание

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью расходомеров массовых Promass (далее - МПР). Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

Конструктивно СИКН состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее

- БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

На входном коллекторе СИКН установлены следующие средства измерений (далее -СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:

-    датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

-    манометр для местной индикации давления.

Блок фильтров состоит из двух линий (рабочая и резервная). На каждой линии установлены следующие СИ и технические средства:

-    датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

-    манометры для местной индикации давления.

БИЛ состоит из входного коллектора, одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.

На входном коллекторе БИЛ установлены следующие технические средства:

-    пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012.

На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

-    расходомер массовый Promass (регистрационный № 15201-11);

-    преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);

-    датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции оперативного контроля 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.

В БИК установлены следующие СИ и технические средства:

-    преобразователь плотности и расхода CDM (регистрационный № 63515-16);

-    два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);

-    расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14);

-    преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);

-    датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

-    два пробоотборника автоматических «ВИРА-3-50-100» для автоматического отбора проб;

-    пробоотборник ручной для ручного отбора проб;

-    место для подключения пикнометрической установки или устройства для измерений объемного содержания свободного газа в нефти;

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) МНР по передвижной ПУ.

На входе и выходе узла подключения передвижной НУ установлены следующие СИ и технические средства:

-    преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);

-    датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На выходном коллекторе СИКН установлены следующие СИ и технические средства:

-    преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);

-    датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (регистрационный № 53852-13), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных и два автоматизированных рабочих места оператора с комплексом программного обеспечения «Форвард Pro», оснащенные монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Таблица 1 - Перечень средств измерений в составе СИКН

Наименование СИ

Регистрационный №

Расходомер массовый Promass

15201-11

Датчик давления Метран-150

32854-13

Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07

53852-13

Преобразователь измерительный Rosemount 644

56381-14

Термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065

53211-13

Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400

57762-14

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм

14557-15

Преобразователь плотности и расхода CDM

63515-16

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

-    автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

-    автоматическое измерение объемного влагосодержания (%), плотности (кг/м3), температуры (°С) и давления (МПа);

-    вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

-    поверку и КМХ МПР по передвижной ПУ;

-    КМХ МПР, установленого на рабочей ИЛ, по МПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;

-    автоматический отбор объединенной пробы нефти;

-    ручной отбор точечной 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, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.

К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-07 (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК.

К ПО верхнего уровня относится комплекс программного обеспечения «Форвард Pro» автоматизированного рабочего места (далее - АРМ оператора), выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов, вычисления массы нетто нефти.

ПО СИКН защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКН

Идентификационные данные (признаки)

Значение

АРМ-оператора

ИВК

Идентификационное наименование ПО

ArmA.dll

ArmMX.dll

ArmF.dll

ИВК ИМЦ-07

Номер версии (идентификационный номер) ПО

4.0.0.1

4.0.0.1

4.0.0.1

РХ.7000.01.04

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

8B71AF71

30747EDB

F8F29210

A204D560

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC-32

CRC-32

CRC-32

CRC-32

Технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода, т/ч

от 171,1 до 823,2

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

Измеряемая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Плотность измеряемой среды при температуре +20 °С, кг/м

от 850 до 895

Диапазон температуры измеряемой среды, °С

от 0 до +50

Диапазон давления измеряемой среды, МПа

от 1,9 до 8,5

Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более

0,5

Массовая доля механических примесей в измеряемой среде, %, не более

0,016

Массовая концентрация хлористых солей в измеряемой среде, мг/дм3, не более

100

Массовая доля парафина в измеряемой среде, %

от 2,3 до 3,2

Массовая доля серы в измеряемой среде, %

от 0,61 до 1,80

Давление насыщенных паров, кПа, не более

66,7

Содержание свободного газа

не допускается

Количество ИЛ

2 (1 рабочая,

1 контрольно-резервная)

Параметры электрического питания:

-    напряжение питания переменного тока, В

-    частота переменного тока, Гц

(220/380)-10%

(50±1)

Г абаритные размеры СИКН (ДхШхВ), мм,

12 000х9 000х4 142

Температура окружающего воздуха:

-    для первичных измерительных преобразователей, °С

-    для ИВК и АРМ оператора, °С

от +10 до +40 от +20 до +28

Режим работы СИКН

непрерывный

Средний срок службы, лет

25

Средняя наработка на отказ, ч

20 000

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1517 (СИКН) на ЦПС. Расширение Среднеботуобинского НГКМ ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», зав. № 1218/16

-

1 шт.

Инструкция по эксплуатации СИКН

-

1 экз.

Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1517 (СИКН) на ЦПС. Расширение Среднеботуобинского НГКМ ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча». Методика поверки

НА.ГНМЦ.0229-18 МП

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0229-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1517 (СИКН) на ЦПС. Расширение Среднеботуобинского НГКМ ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча». Методика поверки», утверждённой ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 30.07.2018 г.

Основные средства поверки:

-    рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Г осударственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКН;

-    средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав

СИКН.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Сведения о методах измерений

представлены в документе «ТПП НА МН-18-01 Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти Среднеботуобинского НГКМ», аттестованном ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» (свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-022/01-2018 от 26.03.2018г.).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 1517 (СИКН) на ЦПС. Расширение Среднеботуобинского НГКМ ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений

Приказ Росстандарта от 07.02.2018 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