Система измерений количества и показателей качества нефти №543 ПСП "Ватьеган"
| Номер в ГРСИ РФ: | 92883-24 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Системнефтеавтоматика", г. Пермь |
Система измерений количества и показателей качества нефти №543 ПСП «Ватьеган» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 92883-24 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти №543 ПСП "Ватьеган" |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Системнефтеавтоматика" (ООО "Системнефтеавтоматика"), г. Пермь
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 92883-24: Описание типа | Скачать | 256.6 КБ | |
| 92883-24: Методика поверки | Скачать | 598.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти №543 ПСП «Ватьеган» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью расходомеров массовых Promass (модификации Promass 300) (далее - ПР). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей ПР поступают на соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss S600+ (далее -ИВК), который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока стационарной трубопоршневой поверочной установки (ПУ), узла подключения передвижной ПУ и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из трех измерительных линий (ИЛ): двух рабочих ИЛ и одной контрольно-резервной ИЛ.
БИК выполняет функции определения текущих показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: ИВК, осуществляющие сбор измерительной информации; автоматизированные рабочие места оператора на базе программного обеспечения «АРМ оператора ESPRO SIKN» (далее - АРМ оператора), формирующие отчетные данные и оснащенные средствами отображения, управления и печати.
Средства измерений (СИ), входящие в состав СИКН и участвующие в измерениях массы нефти, их регистрационные номера в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - рег. №), приведены в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Средства измерений из состава СИКН
|
Наименование СИ |
Рег. № |
|
Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300) |
68358-17 |
|
Датчики давления Метран-150 |
32854-13 |
|
Датчики температуры Rosemount 644 |
63889-16 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-15 |
|
Промышленные плотномеры жидкости серии 7835 |
13800-94 |
|
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ |
64224-16 |
|
Преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н-01 |
82252-21 |
В состав СИКН входят стационарная ПУ, применяемая для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ПР, и показывающие СИ объема, давления и температуры, применяемые для контроля технологических режимов работы СИКН.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерение объемного расхода (м3/ч) и объема (м3) нефти в рабочем диапазоне;
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3) и объемной доли воды (%) в нефти;
- автоматическое вычисление массовой доли воды (%) в нефти по результатам измерений объемной доли воды в нефти и плотности нефти;
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений массового содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ ПР по стационарной ПУ;
- КМХ ПР, установленых на рабочих ИЛ, по ПР на контрольно-резервной ИЛ;
- автоматический и ручной отбор объединенных проб нефти, а также ручной отбор точечных проб нефти по ГОСТ 2517;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования СИ в соответствии с МИ 3002-2006.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Заводской номер 01/22 наносится на шильд-таблички, закрепленные на рамном основании БИЛ СИКН и на шкафе ИВК СИКН.
Программное обеспечение
обеспечивает реализацию функций СИКН. Программное обеспечение (ПО) СИКН реализовано в ИВК и АРМ оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 2.
Уровень защиты ПО СИКН «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Т а б л и ц а 2- Идентификационные данные ПО АРМ оператора
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
Модуль КМХ МПР по МПР (cmc mpr mpr.exe) |
Модуль поверки / КМХ МПР по ТПУ (proving mpr prover.exe) |
Модуль КМХ ПП по ареометру (cmc dens.exe) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.05 |
1.05 |
1.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
A0C82E71 |
DFE26368 |
043656B4 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 | ||
Продолжение таблицы 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
Модуль КМХ ПВ по лаборатории (cmc wm lab.exe) |
Модуль КМХ ПВ по ПВ (cmc wm wm.exe) |
Модуль формирования отчетных документов (doc.exe) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.05 |
1.05 |
1.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
342AC731 |
7B9B85FE |
1E772890 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 | ||
Т а б л и ц а 3 - Идентификационные данные ПО ИВК
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.27/27 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
2694 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC16 |
Технические характеристики
Т а б л и ц а 4 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 132 до 1020 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Т а б л и ц а 5 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть по ГОСТ Р 51858-2002 и соответствующая требованиям ТР ЕАЭС 045/2017 |
|
Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление, МПа - плотность в рабочих условиях, кг/м3 - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание свободного газа, % |
от +14 до +40 от 0,3 до 3,6 от 770 до 890 0,5 0,05 100 не допускается |
|
Количество ИЛ, шт. |
3 (2 рабочие, 1 контрольно-резервная) |
|
Параметры электрического питания: - напряжение питания переменного тока, В - частота переменного тока, Гц - напряжение питания постоянного тока, В |
220±22, 380±38 50±1 24 |
|
Температура окружающего воздуха: - для первичных измерительных преобразователей, °С - для ИВК и АРМ оператора, °С |
от +5 до +34 от +5 до +35 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
25 |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Т а б л и ц а 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти №543 ПСП «Ватьеган» |
— |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации |
— |
1 |
|
Методика поверки |
— |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе МН 1194 - 2022 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №543 ПСП «Ватьеган» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ФР.1.29.2022.44779.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
Смотрите также
