|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти 513 ПСП "Александровское" |
| Обозначение типа | Обозначение отсутствует |
| Производитель | Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК), Томская обл., г. Стрежевой |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 1 год |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | 01 |
| Назначение | Система измерений количества и показателей качества нефти № 513 ПСП «Александровское» (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 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, вязкости, 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 Sentry c Dy 10, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 12750-00 (далее – регистрационный №);
преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-99;
преобразователи давления измерительные 3051, регистрационный № 14061-04;
датчики давления Метран-150, регистрационный № 32854-13;
преобразователи измерительные 244 к датчикам температуры, регистрационный № 14684-00;
термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный № 22257-01;
термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, регистрационный № 22257-05;
преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры, регистрационный № 14683-00;
преобразователи измерительные 3144Р, регистрационный № 14683-04;
преобразователь плотности измерительный модели 7835, регистрационный № 15644-96;
преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, регистрационный № 15644-01;
влагомер нефти поточный модели LC, регистрационный № 16308-02;
преобразователь плотности и вязкости FVM, регистрационный № 62129-15;
установка трубопоршневая поверочная двунаправленная, регистрационный № 12888-99;
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;
7) обеспечение защиты ПО «Визард СИКН», данных архива и системной информации от несанкционированного доступа.
СИКН имеет заводской номер № 01.
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», 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 50.2.077-2014.
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»:
18EE0732CC8638CDD5BD624BC4331025
Модуль «КМХ ПР по ТПУ»:
18EE0732CC8638CDD5BD624BC4331025
Модуль «#@05Поверка##10 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 и технические характеристики | Таблица 3 – Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Диапазон измерений объемного расхода нефти через одну ИЛ, м3/ч | от 380 до 1600 | | Диапазон измерений объемного расхода нефти через СИКН, м3/ч | от 380 до 3200 | | 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
| Наимено-вание ИК | Место установки ИК | Состав ИК | Диапазон измерений ИК | Пределы допускаемой погрешности ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | ИК температу-ры нефти | БИЛ, БИК | Преобразователи измерительные 244 к датчикам температуры,
преобразователи температуры 3144P,
преобразователи температуры 3144 к датчикам температуры,
термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | ИВК | от +5 до +30 (С | Δ = ±0,2 (С | | ИК давления нефти | БИЛ, БИК | Преобразователи давления измерительные 3051,
датчики давления Метран-150 | ИВК | от 0,35 до 1,00 МПа | γ = ±0,25 % | | ИК плотности нефти | БИК | Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835,
преобразователи плотности измерительные модели 7835 | ИВК | от 700 до
1000 кг/м3 | Δ = ±0,3 кг/м3 | | ИК содержа-ния воды в нефти | БИК | Влагомер нефти поточный модели LC | ИВК | от 0 до 0,5 % | Δ = ±0,07 % |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | ИК вязкости нефти | БИК | Преобразователь плотности и вязкости FVM | ИВК | от 0,5 до 10 сСт
от 0,5 до 10 сПз | γ = ±1 % | | Примечание Δ – абсолютная погрешность измерений, γ приведенная погрешность измерений |
Таблица 5 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
нефть по ГОСТ Р 51858
Количество измерительных линий, шт.
3
Режим работы СИКН
непрерывный
Характеристики измеряемой среды:
избыточное давление нефти, МПа
температура нефти, (C
от 0,35 до 1,00
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 составе БИЛ, (С
от -40 до +40
температура окружающей среды средств измерений в составе БИК и ТПУ, (С
от +5 до +30
температура окружающей среды средств измерений в составе СОИ, (С
от +18 до +30
относительная влажность, %
от 30 до 80
атмосферное давление, кПа
от 84 до 106
|
| Комплектность | |
| 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 | - |
#@03Метрологические и технические характеристики##04
Таблица 3 – Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Диапазон измерений объемного расхода нефти через одну ИЛ, м3/ч | от 380 до 1600 | | Диапазон измерений объемного расхода нефти через СИКН, м3/ч | от 380 до 3200 | | 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
| Наимено-вание ИК | Место установки ИК | Состав ИК | Диапазон измерений ИК | Пределы допускаемой погрешности ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | ИК температу-ры нефти | БИЛ, БИК | Преобразователи измерительные 244 к датчикам температуры,
преобразователи температуры 3144P,
преобразователи температуры 3144 к датчикам температуры,
термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | ИВК | от +5 до +30 (С | Δ = ±0,2 (С | | ИК давления нефти | БИЛ, БИК | Преобразователи давления измерительные 3051,
датчики давления Метран-150 | ИВК | от 0,35 до 1,00 МПа | γ = ±0,25 % | | ИК плотности нефти | БИК | Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835,
преобразователи плотности измерительные модели 7835 | ИВК | от 700 до
1000 кг/м3 | Δ = ±0,3 кг/м3 | | ИК содержа-ния воды в нефти | БИК | Влагомер нефти поточный модели LC | ИВК | от 0 до 0,5 % | Δ = ±0,07 % |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | ИК вязкости нефти | БИК | Преобразователь плотности и вязкости FVM | ИВК | от 0,5 до 10 сСт
от 0,5 до 10 сПз | γ = ±1 % | | Примечание Δ – абсолютная погрешность измерений, γ приведенная погрешность измерений |
Таблица 5 – Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Рабочая среда | нефть по ГОСТ Р 51858 | | Количество измерительных линий, шт. | 3 | | Режим работы СИКН | непрерывный | | Характеристики измеряемой среды:
избыточное давление нефти, МПа
температура нефти, (C | от 0,35 до 1,00
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 составе БИЛ, (С | от -40 до +40 | | температура окружающей среды средств измерений в составе БИК и ТПУ, (С | от +5 до +30 | | температура окружающей среды средств измерений в составе СОИ, (С | от +18 до +30 | | относительная влажность, % | от 30 до 80 | | атмосферное давление, кПа | от 84 до 106 |
#@04Знак утверждения типа наносится
на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН печатным способом.
Комплектность средства измерений##05
Таблица 6 – Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. | | Система измерений количества и показателей качества нефти № 513 ПСП «Александровское» | – | 1 | | Инструкция по эксплуатации | – | 1 |
| | Нормативные и технические 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». |
| Заявитель | Акционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной компании (АО «Томскнефть» ВНК)
ИНН 7022000310
Адрес: 636780, Томская обл., г. Стрежевой, ул. Буровиков, д. 23 |
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»)
Адрес: 634012, Томская обл., г. Томск, ул. Косарева, д.17-а
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц Росаккредитации № 30113-13
/
| |
