Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП «Герасимовское» (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.
В состав СИКН входят:
- блок измерительных линий (БИЛ);
- блок измерений показателей качества нефти (БИК);
- блок поверочной установки (БПУ);
- система обработки информации (СОИ).
БИЛ представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую четыре измерительные линии (ИЛ) (одну рабочую и три резервные/две рабочие и две резервные), 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, вязкости, объемной доли воды, расхода, температуры и давления нефти, циркуляционными насосами, автоматическими пробоотборниками, запорной и регулирующей арматурой.
БПУ 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».
В состав СИКН входят следующие основные измерительные и комплексные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.
Таблица 1
| Тип СИ | Номер в ФИФОЕИ* |
| 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 |
| У становка 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) ИК объемного расхода нефти по ТПУ;
6) выполнение КМХ ИК плотности нефти по ареометру и по резервному плотномеру;
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 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 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 - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО СИКН приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ИВК | АРМ оператора |
| Идентификационное наименование ПО | SyberTrol | «Визард СИКН ST» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 26.08 | Не ниже v.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | aa6daa07 модуля «FIOM I/O Module» | Имя файла | Значение цифрового идентификатора |
| Модуль «Отображение технологических параметров» |
| 00000072.csc | E7902F021F039892DACBABB0057BBF30 |
| 00000716.nmd | 44B83D2E0E0403C8DAE789EA7A8BF783 |
| 00000736.nmd | 28204E122A5BAB62EA5B51571FEC9B06 |
| 00000737.nmd | D24F78C4765B7BE673 5410EA548D6BEF |
| 00000738.nmd | F1AC14ED6C56C2A6D5EE4034C2653B55 |
| Модуль «Формирование архивов» |
| 00000069.csc | 933FD4E509E59A055ED7A8899D8152C8 |
| 00000651.nmd | 179F2F22CD1B18D0A0C 1C 1CEC39565F5 |
| 00000652.nmd | 381AC0F85E6DBC2607E4332B77CB5A4F |
| 00000739.nmd | 6D56BE003A9E03D56701BD97D4526CE7 |
| 9b8a1aab модуля «FCPB Main Processor» | 00000740.nmd | DD0EF03D8F4D2C6F13F2C76110C3E2FB |
| 00000741.nmd | 1D8B8397CA219F5509A16B0679DEBA23 |
| Модуль «Поверка и КМХ ПР по ТПУ» |
| 00000680.nmd | F1A1744A3570CCAA1A0188A98E8B9923 |
| 00000703.nmd | 900A00EE05A48049C3884E6E147105E7 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ИВК | АРМ оператора |
| | | 00000742.nmd | A14755CD95FBDCAFD5A0B253B6A24735 |
| 00000743.nmd | 727BBC4FCA6F2688ACC42D80770D2A66 |
| Модуль «КМХ рабочего 1111 по резервному ПП» |
| 00000735.nmd | A8A4BD563 A0A3E0E48704E48A661C75D |
| Модуль «КМХ ПП по ареометру» |
| 00000685.nmd | 06644DECAD1BEC7E785C72DA73B6CE19 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора исполняемого кода | CRC32 | MD5 |
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч | от 14 до 280 |
| Диапазон измерений объемного расхода нефти через одну ИЛ, м3/ч | от 14 до 140 |
| 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 объемного расхода нефти | БИЛ | Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM | ИВК | от 14 до 280 м3/ч | 5 = ±0,15 % |
| ИК объемного расхода нефти через одну ИЛ | БИЛ | Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM | ИВК | от 14 до 140 м3/ч | 5 = ±0,15 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ИК температуры нефти | БИЛ | Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры, преобразователи сопротивления Rosemount 3144P, термопреобразователи сопротивления платиновые серии 68, термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 | ИВК | от +5 до +30 °С | Д = ±0,2 °С |
| ИК давления нефти | БИЛ | Преобразователи давления измерительные 3051 | ИВК | от 0,30 до 1,44 МПа | Y = ±0,25 % |
| ИК плотности нефти | БИК | Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 | ИВК | от 700 до 1000 кг/м3 | Д = ±0,30 кг/м3 |
| ИК содержания воды в нефти | БИК | Влагомер нефти поточный модели LC; Влагомер поточный модели L | ИВК | от 0 до 0,5 % | Д = ±0,07 % |
| ИК вязкости нефти | БИК | Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827 Преобразователь плотности и вязкости FVM | ИВК | от 0,5 до 10 сСт от 0,5 до 10 сПз | Y = ±1 % |
| ИК силы постоянного тока | СОИ | - | ИВК | от 4 до 20 мА | Y = ±0,05 % |
| ИК напряжения постоянного тока | СОИ | - | ИВК | от 1 до 5 В | Y = ±0,05 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ИК частотно- импульс ный | СОИ | - | ИВК | от 0 до 10000 Гц | Д = ±1 имп |
| В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: А - абсолютная погрешность измерений, 5 - относительная погрешность измерений, у - приведенная погрешность измерений |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858 |
| Количество измерительных линий, шт. | 4 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| 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 0,30 до 1,44 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 БПУ, °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 титульные листы эксплуатационной документации СИКН печатным способом. Комплектность средства измерений
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП «Герасимовское», зав. № 50377 | - | 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 № 574 ПСП «Герасимовское», (свидетельство об
аттестации методики измерений № 01.00241-2013/29-546-2022, аттестующая организация ФБУ «Томский ЦСМ», аттестат аккредитации 01.00241-2013).
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
Приказ Росстандарта от 07.08.2018 № 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 16.11.2020 № 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
85947-22: Методика поверкиСкачать22.8 Мб