Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН 1582 ООО "Соровскнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 53678-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Соровскнефть", г.Тюмень |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 53678-13 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН 1582 ООО "Соровскнефть" |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 551 п. 34 от 06.06.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "Соровскнефть", г.Тюмень
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 53678-13 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 53678-13: Описание типа СИ | Скачать | 301.2 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН 1582 ООО «Соровскнефть» (далее СИКН) предназначена для измерения массы нефти в соответствии с требованиями РМГ 100 - 2010.
Описание
Конструктивно СИКН выполнена в блочно-модульном исполнении и включает в себя следующие функционально объединенные блоки:
- блок измерительных линий (БИЛ), предназначенный для непрерывных измерений массы нефти, проходящей по измерительным линиям. Компоновка БИЛ принята с одной рабочей измерительной линией и одной контрольной с функцией резервной;
- блок измерений показателей качества нефти, предназначенный для постоянного измерения показателей качества нефти (плотность, объемной доли воды и массовой доли серы в нефти);
- блок трубопоршневой установки (ТПУ), предназначенный для поверки и контроля метрологических характеристик массовых счетчиков-расходомеров на месте эксплуатации;
- системы сбора и обработки информации (СОИ), предназначенной для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.
Принцип действия СИКН основан на прямом методе динамических измерений массы нефти с помощью массовых счетчиков-расходомеров. Сигналы с первичных измерительных преобразователей, предназначенных для измерения массы, плотности, объемной доли воды и массовой доли серы в нефти, температуры и давления, поступают в систему обработки информации, которая принимает, обрабатывает информацию, производит вычисление, индикацию и регистрацию результатов измерений количества и показателей качества нефти.
Система сбора и обработки информации и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:
- измерение в автоматическом режиме:
1) массового расхода нефти по каждой измерительной линии и в целом по СИКН;
2) объемной доли воды в нефти;
3) давления в БИЛ, БИК, ТПУ;
4) температуры в БИЛ и БИК, ТПУ;
5) плотности нефти;
6) содержание массовой доли серы в нефти;
- расчет в автоматическом режиме:
1) суммарной массы брутто нефти от начала отчетного периода и за отдельные периоды;
2) массы нетто нефти с учетом параметров качественного состава нефти;
3) средних значений температуры, давления, плотности, объемной доли воды и массовой доли серы в нефти;
- поверка и контроль метрологических характеристик по трубопоршневой поверочной установке и поточному плотномеру в автоматическом режиме;
- контроль метрологических характеристик рабочих массомеров по контрольному мас-сомеру;
- световая и звуковая сигнализация запредельных и аварийных состояний СИКН и запредельных характеристик по нефти;
- индикации и регистрации результатов измерений.
Вид измерительной системы в соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002: ИС-2.
СИКН имеет аттестованное программное обеспечение (ПО). ПО представлено встроенным прикладным ПО измерительно-вычислительного комплекса ИВК «Вектор-02» и программным обеспечением автоматизированного рабочего места оператора «АРМ Вектор»
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1
Таблица 1
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
Измерительновычислительный комплекс «Вектор-02» на базе контроллера MicroPC |
icc |
6.41 |
2B256A52 |
CRC32 |
|
Автоматизированное рабочее место оператора «АРМ Вектор» |
Start.gdf |
9.13 |
AC7F9EA1 |
CRC32 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «С» в соответствии с Р 50.2.077-2011.
Фото 1 Общий вид СИКН
Технические характеристики
Пределы измерений:
- массового расхода СИКН, т/ч от 40 до 140
- давления, МПа от 1 до 6,3
- температуры, °С от + 5 до + 45
- плотности, кг/м3 от 800 до 900
- массовой доли воды в нефти, %(верхний предел) до 0,5
- массовая доля серы, % (верхний предел) до 2
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы брутто нефти, % ± 0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто, % ± 0,35
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерения давления, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры, оС
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения
объемной доли воды в нефти, % ± 0,05
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения плотности, кг/м3
Пределы допускаемой относительной погрешности содержания массовой доли
серы в диапазоне от 0,02% до 0,20% ± 5,0%
в диапазоне свыше 0,20% до 6,0% ± 3,5%
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха:
от 0 до + 50 от + 15 до + 35
от 30 до 95
от 30 до 95 непрерывный периодический 220/ В+10%
/380 В ~15%
- для первичных измерительных преобразователей, оС
- для ИВК и АРМ оператора, оС
Относительная влажность окружающего воздуха:
- для первичных измерительных преобразователей, %
- для ИВК и АРМ оператора, %
Режим работы (без ТПУ)
Режим работы ТПУ
Напряжение питания переменного тока с частотой (50 ± 1) Гц
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
|
Наименование и тип средства измерений |
Метрологические характеристики |
Кол-во |
Номер Госрее-стра |
|
Основные средства измерений, устанавливаемые в технологической части СИКН | |||
|
БИЛ | |||
|
Счетчик-расходомер массовый Mio-ro Motion CMF 300 (контрольный) |
Верхний предел расходов 272 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,2 % |
1 |
45115-10 |
|
Счетчик-расходомер массовый Mio-ro Motion CMF 300 (рабочий) |
Верхний предел расходов 272 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,25 % |
1 |
45115-10 |
|
Термопреобразователи сопротивления с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 |
Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, допускаемая абсолютная погрешность ± 0,2 °С |
2 |
32460-06 |
|
Преобразователи давле- |
Верхний предел измерений 6,3 МПа, |
2 |
28456-09 |
|
Наименование и тип средства измерений |
Метрологические характеристики |
Кол-во |
Номер Госрее-стра |
|
ния измерительные EJX 530А |
предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 % | ||
|
БИК | |||
|
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм |
Верхний предел измерений 2,0 %, предел допускаемой абсолютной погрешности ± 0,05 % |
2 |
14557-10 |
|
Преобразователь плотности жидкости измерительный «Solartron» 7835 |
Диапазон измерений от 700 до 1100 кг/м3, предел допускаемой погрешности преобразования плотности ± 0,3 кг/м3 |
1 |
15644-06 |
|
Термопреобразователь сопротивления с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 |
Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, допускаемая абсолютная погрешность ± 0,2 °С |
1 |
32460-06 |
|
Преобразователи давления измерительные EJX 530А |
Верхний предел измерений 6,3 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 % |
1 |
28456-09 |
|
Анализатор серы рентгеноабсорбционный в потоке неф-ти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT |
Диапазон измерения массовой доли серы общей от 0,02% до 6,0%, пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне от 0,02% до 0,20%: ± 5,0%; в диапазоне свыше 0,20% до 6,0%: ± 3,5% |
1 |
47395-11 |
|
Основные средства измерений, устанавливаемые вне технологической части СИКН | |||
|
Трубопоршневая установка ТПУ Сапфир МН 300 |
QOT 25 до 300 м3/ч, Ру 6,3 МПа, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,09% |
1 |
41976-09 |
|
Термопреобразователи сопротивления с унифицированным выходным сигналом |
Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, допускаемая абсолютная погрешность ± 0,2 °С |
2 |
32460-06 |
|
Преобразователи давления измерительные EJX 530А |
Верхний предел измерений 6,3 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 % |
2 |
28456-09 |
|
Измерительно-вычислительный комплекс ИВК «Вектор-02» |
Предел допускаемой относительной погрешности ± 0,05 % |
1 |
43724-10 |
|
АРМ-оператора |
1 | ||
|
Комплект документации | |||
|
Инструкция по эксплуатации, экз. |
1 | ||
|
Методика поверки, экз. |
1 | ||
Поверка
осуществляется по документу МП 53678-13 «Инструкция ГСИ Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН 1582 ООО «Соровскнефть». Методика поверки», утвержденному 18 марта 2013 г. ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ».
Перечень основного поверочного оборудования указан в таблице 2. Таблица 2
|
Средства измерений |
Характеристики средств измерений |
|
Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти (УПВА) |
Диапазон измерения по току 0-20 мА, по частоте до 15000 Гц, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,025 % |
|
Магазин сопротивлений Р4831 |
Диапазон сопротивлений от 0 до 300 Ом; погрешность не более ± 0,02 % |
|
Калибратор давления |
Диапазон давлений от 0 до 10,0 МПа, класс точности 0,04 |
|
Калибратор температуры |
Диапазон температур от минус 50 до +50 оС; абсолютная погрешность не более ± 0,05 оС |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные «So-lartron» типа 7835 |
Диапазон плотностей от 300 до 1100 кг/м3; погрешность измерения не более ± 0,30 кг/м3 (в составе СИКН) |
|
Эталонный плотномер типа МД-02 |
Диапазон измерений от 660 до 980 кг/м3 допускаемой абсолютной погрешности ± 0,1 кг/м3 |
|
Трубопоршневая установка «Сапфир МН-300» |
Диапазон расхода (25-300) м3/ч , 2-ого разряда (в составе СИКН) |
|
Примечание: возможно применение других эталонных средств измерений с характеристиками не хуже чем указаны выше. | |
Сведения о методах измерений
«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества для подключения объектов нефтедобычи ООО «Соровскнефть» к магистральному нефтепроводу «Усть-Балык-Омск» на НПС «Муген» Методика разработана и аттестована 10.01.2012 г. ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений номер в Федеральном реестре 500/01.00248-2008/2012.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений;
2. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
3. РМГ 100-2010 Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти;
4. Инструкция по эксплуатации. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН 1582 ООО «Соровскнефть».
Рекомендации к применению
- товарообменные операции.
Смотрите также
