Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Ярайнерского месторождения. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Ярайнерского месторождения

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 6428 от 29.12.11 п.07
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 45105
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ Р 8.595-2004
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС-2 Ярайнер-ского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы нефти при ее перекачке на ЦППН-3 Вынгапуровского ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Описание

Измерение массы нефти проводится прямым методом динамических измерений по ГОСТ Р 8.595.

Конструктивно система состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения параметров качества нефти (БИК), блока фильтров (БФ) и блока обработки информации (БОИ).

На входном коллекторе системы установлено устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517.

Блок измерительных линий состоит из трех рабочих и одной резервно-контрольной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены:

- счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS RCCS39/IR с преобразователем RCCF31 (Госреестр № 27054-09);

- манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);

- входная и выходная задвижки.

На входном и выходном коллекторах БИЛ установлены:

- датчик давления Метран100-Ех (Госреестр № 22235-08);

- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06);.

- манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63).

В блоке измерения параметров качества нефти установлены:

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-05);

- датчик давления Метран100-Ех (Госреестр № 22235-08);

- два термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06).

- автоматический пробоотборник «Стандарт-А» с блоком программного управления БПУ-А;

- счетчик турбинный Норд-40 (Госреестр № 5638-02);

- манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);

- смеситель нефти ПР-1-300;

- термостатирующие устройство.

В блоке фильтров установлены:

- два фильтра жидкостных сетчатых МИГ;

- четыре манометра точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);

- два преобразователя давления измерительных 40.4382 (Госреестр № 40494-09).

Блок обработки информации состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» (Госреестр № 43239-09).

Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть проходит через блок фильтров и поступает в систему во входной коллектор блока измерительных линий. Часть нефти через пробозаборное устройство, установленное на входном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автоматического пробоотборника и измерение содержания воды в нефти влагомером, температуры и давления нефти преобразователями температуры и давления . В

блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочие измерительные линии, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. Результаты измерений массы, температуры, давления, влагосодержания нефти в виде электрических сигналов поступают в блок обработки информации. В блоке обработке информации проводится обработка результатов измерений. Масса нетто нефти рассчитывается как разность массы брутто нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).

При контроле метрологических характеристик массовых расходомеров в рабочих измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через резервно-контрольную измерительную линию. Переключение из рабочего режима в режим контроля метрологических характеристик производится с помощью задвижек, установленных в измерительных линиях.

Система обеспечивает:

- измерение в автоматическом режиме массы нефти;

- измерение в автоматическом режиме параметров нефти: температуры, давления, влагосодержания;

- контроль метрологических характеристик рабочего счетчика-расходомера массового по контрольному счетчику-расходомеру массовому;

- отбор пробы нефти.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы состоит из ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л».

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» предназначено для:

- обработки сигналов, поступающих от первичных преобразователей;

- преобразования результатов измерений входных сигналов в значения физических величин;

- аппроксимация характеристик измерительных преобразователей;

- контроля значений величин, звуковой сигнализации и печати сообщений о выходе измеренных и вычисленных значений за установленные пределы;

- вывода на печать оперативных, сменных, суточных отчетов, результатов измерений при поверке (контроле метрологических характеристик);

- определения и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода;

- вычисление средних значений температуры, давления и содержания воды;

- выдача информации в ПО верхнего уровня СИКН по протоколу Modbus ASCII через RS-232 интерфейс.

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» вычисляет:

- суммарный массовый расход по системе;

- массу брутто и массу нефти прошедшие через систему.

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» является встроенным программным обеспечением.

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» имеет защиты информации системой паролей.

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» имеет свидетельство № 26801-09 о метрологической аттестации программного обеспечения, выданное ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР».

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Идентификационные данные ПО системы

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

ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л»

ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л»

3.07

-

-

Технические характеристики

Измеряемая среда

Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч

Рабочий диапазон температуры нефти, 0С

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3

Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт)

Рабочий диапазон давления нефти, МПа

Объемная доля воды фВ, % объемные

Концентрация хлористых солей, мг/дм3

Массовая доля механических примесей, % массовые, не более Свободный газ

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти при объемной доли воды в нефти фВ, % 0,1 < фв < 5

5 < фв < 10

Электропитание:

- напряжение питающей сети, В

- частота питающей сети, Гц

Температура окружающей среды, 0С

- блок измерительных линий

- блок контроля качества

- блок обработки информации

нефть от 10 до 250 от +10 до +30 от 780 до 825 от 4,8 до 5,0 от 0,4 до 0,6 от 0,1 до 10 от 100 до 300

0,05 отсутствует

±0,35% ±0,4%

380/220±10% 50±1

от -45 до +40 от +10 до +30 от +15 до +25

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Наименование

Кол. (шт.)

Система

1

Методика поверки

1

Паспорт

1

Комплект эксплуатационных документов на составные части

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 48768-11 «Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Ярайнерского месторождения. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 03.06.2011 г.

Основные средства поверки:

- установка проливочная УПСЖ - 600/ВМ или передвижная поверочная установка 2 разряда по ГОСТ 8.510;

- установка для поверки влагомеров нефти УПВ ТУ 4318-021-25567981-2002;

- эталонный платиновый термометр сопротивления 2-го разряда;

- манометр грузопоршневой МП-60 II-разряда по ГОСТ 8291-83;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА.

Сведения и методиках (методах) измерений: Методика измерений «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Ярайнерского месторождения».

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

2. ГОСТ 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

3. ГОСТ Р 8.615-2005 Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

4. ГОСТ Р 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

5. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Ярайнерского месторождения. Методика поверки

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание