Номер по Госреестру СИ: 87054-22
87054-22 Система измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП "Игольское"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП «Игольское» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение СИКН включает в себя встроенное ПО измерительных и комплексных компонентов в составе СИКН и ПО «Визард СИКН», установленное на АРМ оператора.
Встроенное ПО ИВК осуществляет сбор, обработку и передачу измерительной информации на АРМ оператора. ПО «Визард СИКН» осуществляет отображение технологических и учетных параметров, журнала сообщений, запись и хранение архивов, выполнение поверки и КМХ ПР по ТПУ, выполнение КМХ ИК плотности нефти по ареометру и по резервному плотномеру. Уровень защиты ПО СИКН - «высокий» в соответствии с Р 50.2.0772014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО СИКН приведены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Визард СИКН»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
«Визард СИКН» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
v.1/1/1/1235 |
Цифровой идентификатор ПО |
Модуль «КМХ ПП по ареометру»: F63567930709D8FF1343E4D90E64926D Модуль «КМХ ПП по ПП»: BC84C17194F87A9CC55EF26C6493A0A0 Модуль «КМХ ПР по ТПУ»: 18EE0732CC8638CDD5BD624BC4331025 Модуль «Поверка ПР по ТПУ»: CAA0CAF77C2F95839BCC10725412F8B6 Модуль «Процедура хэширования»: 82F2D3B3A221DA4A4B698D1179FC5C28 |
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода |
MD5 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
УЗЕЛ УЧЕТА НЕФТИ |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
01.220408 |
Цифровой идентификатор ПО |
- |
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом ПО.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наноситсяна титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН печатным способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП «Игольское», (свидетельство об аттестации методики измерений № RA.RU.313939/29-561-2022, аттестующая организация ФБУ «Томский ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.313939.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПриказ Росстандарта от 7 августа 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 расхода жидкости»;
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».
ПравообладательАкционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной компании (АО «Томскнефть» ВНК)
ИНН 7022000310
Адрес: Россия, 636780, Томская область, г. Стрежевой, ул. Буровиков, д. 23
Поверка
Поверка ПР по ТПУ»:CAA0CAF77C2F95839BCC10725412F8B6
Модуль «Процедура хэширования»:
82F2D3B3A221DA4A4B698D1179FC5C28
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода
MD5
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
УЗЕЛ УЧЕТА НЕФТИ |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
01.220408 |
Цифровой идентификатор ПО |
- |
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом ПО.
Метрологические и технические характеристикиТаблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений объемного расхода нефти через одну ИЛ, м3/ч |
от 50 до 240 |
Диапазон измерений объемного расхода нефти через СИКН, м3/ч |
от 50 до 720 |
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики |
Значение |
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 |
Комплекс-ные компоненты | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ИК температуры нефти |
БИЛ |
Преобразователи измерительные 244 к датчикам температуры, термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, датчики температуры Rosemount 3144P, термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 |
ИВК |
от +5 до +30 ОС |
Д = ±0,2 ос |
ИК давления нефти |
БИЛ |
Преобразователи давления измерительные 3051 |
ИВК |
от 0,24 до 3,75 МПа |
Y = ±0,25 % |
ИК плотности нефти |
БИК |
Денсиметры SARASOTA модификации FD960 |
ИВК |
от 700 до 1000 кг/м3 |
Д = ±0,3 кг/м3 |
ИК содержания воды в нефти |
БИК |
Влагомер нефти поточный модели LC |
ИВК |
от 0 до 0,5 % |
Д = ±0,07 % |
В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: Д - абсолютная 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. |
5 |
Режим работы СИКН |
непрерывный |
Характеристики измеряемой среды: - избыточное давление нефти, МПа |
от 0,24 до 3,75 |
- температура нефти, °C |
от +5 до +30 |
- плотность нефти, кг/м3 |
от 700 до 1000 |
- массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
- массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
Параметры электрического питания СИКН: - напряжение переменного тока измерительных цепей, В |
220±22 |
- напряжение переменного тока силовых цепей, В |
380±38 |
- частота переменного тока, Гц |
50±1 |
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды средств измерений в |
от +5 до +30 |
составе БИЛ, БИК и ТПУ, °С - температура окружающей среды средств измерений в |
от +18 до +30 |
составе СОИ, °С - относительная влажность, %, не более |
80 |
- атмосферное давление, кПа |
от 84 до 106 |
на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН печатным способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 6 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП «Игольское», зав. № 515 |
- |
1 шт. |
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ») ИНН 7018002587Адрес: Россия, 634012, Томская область, г. Томск, ул. Косарева, д.17-а
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 комплекса измерительно-вычислительного МикроТЭК (ИВК), который преобразует их и вычисляет 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 (ТПУ);
-
- система обработки информации (СОИ).
БИЛ представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую 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, расхода, температуры и давления нефти, циркуляционными насосами, автоматическими 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».
В состав СИКН входят следующие основные измерительные и комплексные компоненты:
- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM Dy 4'', регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 16128-10 (далее -регистрационный №);
-
- преобразователи расхода жидкости турбинные Sentry c Dy 4'', регистрационный № 12750-00;
-
- преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-99;
-
- преобразователи измерительные 244 к датчикам температуры, регистрационный № 14684-00;
-
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный № 22257-01;
-
- датчики температуры Rosemount 3144P, регистрационный № 63889-16;
-
- термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, регистрационный № 53211-13;
-
- денсиметры SARASOTA модификации FD960, регистрационный № 19879-00;
-
- влагомер нефти поточный модели LC, регистрационный № 16308-02;
-
- установка поверочная трубопоршневая стационарная «Прувер С-500-0,05», регистрационный № 17630-98;
-
- комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК, регистрационный № 24063-06. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на
измерительные компоненты с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.
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 преобразователей расхода (ПР) по ТПУ;
-
6) контроль метрологических характеристик (КМХ) ПР по ТПУ, рабочего ПР по контрольному ПР
-
6) КМХ измерительного канала (ИК) плотности нефти по ареометру и по резервному плотномеру;
-
7) обеспечение защиты ПО «Визард СИКН», 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.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений объемного расхода нефти через одну ИЛ, м3/ч |
от 50 до 240 |
Диапазон измерений объемного расхода нефти через СИКН, м3/ч |
от 50 до 720 |
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики |
Значение |
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 |
Комплекс-ные компоненты | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ИК температуры нефти |
БИЛ |
Преобразователи измерительные 244 к датчикам температуры, термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, датчики температуры Rosemount 3144P, термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 |
ИВК |
от +5 до +30 ОС |
Д = ±0,2 ос |
ИК давления нефти |
БИЛ |
Преобразователи давления измерительные 3051 |
ИВК |
от 0,24 до 3,75 МПа |
Y = ±0,25 % |
ИК плотности нефти |
БИК |
Денсиметры SARASOTA модификации FD960 |
ИВК |
от 700 до 1000 кг/м3 |
Д = ±0,3 кг/м3 |
ИК содержания воды в нефти |
БИК |
Влагомер нефти поточный модели LC |
ИВК |
от 0 до 0,5 % |
Д = ±0,07 % |
В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: Д - абсолютная 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. |
5 |
Режим работы СИКН |
непрерывный |
Характеристики измеряемой среды: - избыточное давление нефти, МПа |
от 0,24 до 3,75 |
- температура нефти, °C |
от +5 до +30 |
- плотность нефти, кг/м3 |
от 700 до 1000 |
- массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
- массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
Параметры электрического питания СИКН: - напряжение переменного тока измерительных цепей, В |
220±22 |
- напряжение переменного тока силовых цепей, В |
380±38 |
- частота переменного тока, Гц |
50±1 |
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды средств измерений в |
от +5 до +30 |
составе БИЛ, БИК и ТПУ, °С - температура окружающей среды средств измерений в |
от +18 до +30 |
составе СОИ, °С - относительная влажность, %, не более |
80 |
- атмосферное давление, кПа |
от 84 до 106 |