| Номер в госреестре | 63576-16 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 501 на Нижневартовском центральном товарном парке Самотлорского месторождения АО "Самотлорнефтегаз" |
| Изготовитель | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти №501 на Нижневартовском центральном товарном парке Самотлорского месторождения АО «Самотлорнефтегаз» (далее - СИКН) предназначена для измерения массы брутто товарной нефти (далее - нефть), определения показателей качества нефти и массы нетто нефти.
СИКН реализует косвенный метод динамических измерений массы брутто нефти с помощью преобразователей объемного расхода (далее - ТПР), поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры, давления и системы обработки информации.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. 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 СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКН входят:
- два входных коллектора (DN 400);
- блок фильтров и насосов (далее - БФиН);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ) с пятью рабочими измерительными линиями (далее - ИЛ) (DN 150) и тремя резервными ИЛ (DN 150);
- два выходных коллектора (DN 400);
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- блок трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ);
- блок обвязки ТПУ;
- система сбора и обработки информации (далее - СОИ).
СИКН размещена в стационарном здании, которое оснащено вентиляцией, контролем температуры в помещении, системами отопления, внутреннего и наружного освещения, контроля и сигнализации о загазованности, пожарной и охранной сигнализации.
Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение объема, температуры, давления, плотности, влагосодержания нефти;
- вычисление массы брутто нефти;
- вычисление массы нетто нефти;
- контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочих и резервных ТПР
по ТПУ;
- КМХ преобразователей плотности, влагосодержания;
- автоматический и ручной отбор проб;
- сбор продуктов дренажа из оборудования и трубопроводов;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и вычислений, формирование отчетов, протоколов, актов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа;
- передача данных на верхний уровень.
Средства измерений (далее - СИ), а так же другие технические средства, входящие в состав СИКН, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
| № п/п | Наименование СИ | Г осреестр № |
| Входной коллектор | ||
| 1 | Преобразователи давления измерительные 3051 модификации 3051TG | 14061-99 |
| 14061-04 | ||
| 14061-10 | ||
| 2 | Манометры показывающие для точных измерений МПТИ | 26803-06 |
| 26803-04 | ||
| 3 | Манометры для точных измерений МТИ | 1844-63 |
| БФиН | ||
| 1 | Преобразователи давления измерительные 3051 модификации 3051TG | 14061-99 |
| 14061-04 | ||
| 14061-10 | ||
| 2 | Манометры показывающие для точных измерений МПТИ | 26803-06 |
| 26803-04 | ||
| 3 | Манометры для точных измерений МТИ | 1844-63 |
| БИК | ||
| 1 | Денсиметры SARASOTA FD900 модификации FD960 | 19879-06 |
| 2 | Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-10 |
| 3 | Преобразователи давления измерительные 3051 модификации 3051TG | 14061-99 |
| 14061-04 | ||
| 14061-10 | ||
| 4 | Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 | 27129-04 |
| 5 | Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| 6 | Преобразователи измерительные 644 к датчикам температуры | 14683-00 |
| 7 | Преобразователи измерительные 644 | 14683-04 |
| 8 | Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-11 |
| 9 | Счетчики жидкости турбинные CRA/MRT 97 | 22214-01 |
| 10 | Манометры показывающие для точных измерений МПТИ | 26803-06 |
| 26803-04 | ||
| 11 | Манометры для точных измерений МТИ | 1844-63 |
| 12 | Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 №2 | 303-91 |
| БИЛ | ||
| 1 | Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N с Ду 150 мм модели TZ-150-600N | 15427-01 |
| 2 | Преобразователи давления измерительные 3051 модификации 3051TG | 14061-99 |
| 14061-04 | ||
| 14061-10 | ||
| 3 | Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 | 27129-04 |
| 4 | Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| 5 | Преобразователи измерительные 644 к датчикам температуры | 14683-00 |
| 6 | Преобразователи измерительные 644 | 14683-04 |
| 7 | Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-11 |
| № п/п | Наименование СИ | Г осреестр № |
| 8 | Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3 модификации 333.50 | 17159-08 |
| 9 | Манометры показывающие для точных измерений МПТИ | 26803-06 |
| 26803-04 | ||
| 10 | Манометры для точных измерений МТИ | 1844-63 |
| 11 | Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 №2 | 303-91 |
| 12 | Преобразователи давления измерительные 3051 модификации 3051CD | 14061-99 |
| 14061-04 | ||
| 14061-10 | ||
| Выходной коллектор | ||
| 1 | Преобразователи давления измерительные 3051 модификации 3051TG | 14061-99 |
| 14061-04 | ||
| 14061-10 | ||
| 2 | Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 | 27129-04 |
| 3 | Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| 4 | Преобразователи измерительные 644 к датчикам температуры | 14683-00 |
| 5 | Преобразователи измерительные 644 | 14683-04 |
| 6 | Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-11 |
| 7 | Манометры показывающие для точных измерений МПТИ | 26803-06 |
| 26803-04 | ||
| 8 | Манометры для точных измерений МТИ | 1844-63 |
| 9 | Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 №2 | 303-91 |
| Блок ТПУ | ||
| 1 | Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная | 53294-13 |
| 2 | Преобразователи давления измерительные 3051 модификации 3051TG | 14061-99 |
| 14061-04 | ||
| 14061-10 | ||
| 3 | Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644 | 27129-04 |
| 4 | Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-3144 | |
| 5 | Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| 6 | Датчики температуры 3144P | |
| 7 | Преобразователи измерительные 644 к датчикам температуры | 14683-00 |
| 8 | Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры | |
| 9 | Преобразователи измерительные 644 | 14683-04 |
| 10 | Преобразователи измерительные 3144P | |
| 11 | Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-11 |
| 12 | Манометры показывающие для точных измерений МПТИ | 26803-06 |
| 26803-04 | ||
| 13 | Манометры для точных измерений МТИ | 1844-63 |
| 14 | Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 №2 | 303-91 |
| СОИ | ||
| 1 | Комплексы измерительно-вычислительные «ИМЦ-03» (далее - ИВК) | 19240-00 |
| 2 | Преобразователи измерительные (барьеры искрозащиты) серии ^Z600 модели ^Z630+ | 28979-05 |
| 3 | АРМ оператора СИКН с ПО «АРМ оператора «ФОРВАРД» | - |
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций
СИКН.
Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКН
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||
| Идентификационное наименование ПО | ArmA.dll | ArmMX.dll | ArmF.dll | oil tm.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 | 342.01.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 8B71AF71 | 30747EDB | F8F39210 | 1FEEA203 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 | |||
| Наименование программного обеспечения | ПО «АРМ оператора «ФОРВАРД» | ПО ИВК | ||
Идентификация ПО СИКН осуществляется путем отображения на дисплее структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СИКН, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) исполняемой программы.
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКН для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКН обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики СИКН, в том числе показатели точности, представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики СИКН
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Объемный расход нефти, м3/ч | от 300 до 3100 |
| Избыточное давление нефти, МПа | от 0,24 до 1,6 |
| Температура нефти, °С | от 10 до 40 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Физико-химические свойства нефти: - плотность нефти при 20 °С, кг/м - вязкость нефти кинематическая при 20 °С, сСт - массовая доля воды, %, не более | от 830 до 895 от 4,2 до 40 0,5 |
| - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание свободного газа | 0,05 300 не допускается |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН при измерении массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти, %: | ±0,35 |
| Режим работы СИКН | постоянный |
| У словия эксплуатации СИ СИКН: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от 15 до 36 95 от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение переменного тока, В: силовое оборудование технические средства СОИ - частота, Гц | 380, трехфазное 220, однофазное 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВ А, не более | 100 |
| Габаритные размеры СИКН, длинахширинахвысота, мм, не более | 30000x18000x9050 |
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность СИКН представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность СИКН
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №501 на Нижневартовском центральном товарном парке Самотлорского месторождения АО «Самотлорнефтегаз», заводской №01 | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №501 на Нижневартовском центральном товарном парке Самотлорского месторождения АО «Самотлорнефтегаз». Руководство по эксплуатации | 1 экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти №501 на Нижневартовском центральном товарном парке Самотлорского месторождения АО «Самотлорнефтегаз». Паспорт | 1 экз. |
| МП 0812/1-311229-2015. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества нефти №501 на Нижневартовском центральном товарном парке Самотлорского месторождения АО «Самотлорнефтегаз». Методика поверки | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0812/1-311229-2015 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества нефти №501 на Нижневартовском центральном товарном парке Самотлорского месторождения АО «Самотлорнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ООО Центр Метрологии «СТП» 8 декабря 2015 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА: диапазон установки тока от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой абсолютной погрешности установки тока ±3 мкА; диапазон задания количества импульсов в пачке канала «N» от 10 до 5 10 имп., пределы допускаемой абсолютной погрешности задания количества импульсов в пачке ±2 имп.; диапазон задания периода импульсных последовательностей: каналы «F1», «F2» от 66,625 до 8,13 10 мкс, каналы «F3», «F4» от 66,625 до 10 106 мкс; пределы допускаемой относительной погрешности задания периода импульсных последовательностей ±5 10-4 %.
«Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти №501 на Нижневартовском центральном товарном парке Самотлорского месторождения АО «Самотлорнефтегаз», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений №01.00257-2013/34901-15, утвержденного ФГУП «ВНИИР» 30.11.2015 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти №501 на Нижневартовском центральном товарном парке Самотлорского месторождения АО «Самотлорнефтегаз»
1. ГОСТ Р 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
2. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
3. Техническая документация АО «Самотлорнефтегаз»
| Зарегистрировано поверок | 8 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 16.09.2024 |
