Изображение | ![](/templates/poverka_lk_may/images/not-image.png) Номер в госреестре | |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти 515 ПСП "Игольское" |
Обозначение типа | Обозначение отсутствует |
Производитель | Акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (АО "Томскнефть" ВНК), Томская область, 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 | 515 |
Назначение | Система измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП «Игольское» (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, 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.
|
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»:
BC84C17194F87A9CC55EF26C6493A0A0
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 характеристики СИКН нормированы с учетом ПО. |
Метрологические и технические характеристики | 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
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 | Преобразователи измерительные 244 к датчикам температуры,
термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65,
датчики температуры Rosemount 3144P,
термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 | ИВК | от +5 до +30 (С | Δ = ±0,2 (С | ИК давления нефти | БИЛ | Преобразователи давления измерительные 3051 | ИВК | от 0,24 до 3,75 МПа | γ = ±0,25 % | ИК плотности нефти | БИК | Денсиметры SARASOTA модификации FD960 | 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 % | В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: 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.
5
Режим работы СИКН
непрерывный
Характеристики измеряемой среды:
избыточное давление нефти, МПа
температура нефти, (C
от 0,24 до 3,75
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, БИК и ТПУ, (С
от +5 до +30
температура окружающей среды средств измерений в составе СОИ, (С
от +18 до +30
относительная влажность, %, не более
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 | - | Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом ПО.
#@03Метрологические и технические характеристики##04
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
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 | Преобразователи измерительные 244 к датчикам температуры,
термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65,
датчики температуры Rosemount 3144P,
термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 | ИВК | от +5 до +30 (С | Δ = ±0,2 (С | ИК давления нефти | БИЛ | Преобразователи давления измерительные 3051 | ИВК | от 0,24 до 3,75 МПа | γ = ±0,25 % | ИК плотности нефти | БИК | Денсиметры SARASOTA модификации FD960 | 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 % | В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: 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. | 5 | Режим работы СИКН | непрерывный | Характеристики измеряемой среды:
избыточное давление нефти, МПа
температура нефти, (C | от 0,24 до 3,75
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, БИК и ТПУ, (С | от +5 до +30 | температура окружающей среды средств измерений в составе СОИ, (С | от +18 до +30 | относительная влажность, %, не более | 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
Система измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП «Игольское», зав. № 515
–
1 шт.
Инструкция по эксплуатации
–
1 экз.
| 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» пункт 6.1.1 |
Заявитель | Акционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной компании (АО «Томскнефть» ВНК)
ИНН 7022000310
Адрес: Россия, 636780, Томская область, 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: Россия, 634012, Томская область, г. Томск, ул. Косарева, д.17-а
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц№ 30113-13.
/
| |