Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 292 п. 08 от 06.03.2014
Класс СИ 29.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы сырой нефти прямым методом динамических измерений, параметров сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти.

Описание

СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модификации CMF400 с преобразователем серии 2700 (далее - МПР).

Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработки с помощью системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от МПР, преобразователей давления, температуры, плотности, влагосодержания.

СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.

В состав СИКНС входят:

- блок фильтров (далее - БФ);

- блок измерительных линий (далее - БИЛ): 3 рабочих и 1 контрольно-резервная измерительные линии;

- блок измерений показателей качества (далее - БИК);

- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ);

- СОИ.

Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массы, температуры, давления, плотности сырой нефти и содержание воды в сырой нефти;

- определение массы нетто сырой нефти;

- измерение перепада давления на фильтрах;

- автоматический и ручной отбор проб;

- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и вычислений, формирование отчетов;

- контроль метрологических характеристик рабочего МПР по контрольнорезервному МПР и передвижной ПУ;

- поверку МПР по передвижной ПУ;

- защита системной информации от несанкционированного доступа.

Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.

Таблица 1

№ п/п

Наименование СИ

Количество

Госреестр №

БФ

1

Преобразователь давления измерительный 3051CD

2

14061-10

2

Преобразователь давления измерительный 3051TG

1

14061-10

3

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

3

26803-11

БИЛ

1

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF400 с преобразователем серии 2700

4

45115-10

2

Преобразователь давления измерительный 3051TG

4

14061-10

3

Датчик температуры 644

4

39539-08

4

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

4

26803-11

5

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4

4

303-91

БИК

1

Преобразователь плотности жидкости измерительный мод. 7835

1

15644-06

2

Влагомер нефти микроволновый МВН-1.1

1

28239-04

3

Влагомер нефти микроволновый МВН-1.2

1

28239-04

4

Расходомер ультразвуковой UFM 3030 K

1

45410-10

5

Преобразователь давления измерительный 3051CD

4

14061-10

6

Преобразователь давления измерительный 3051TG

1

14061-10

7

Датчик температуры 644

1

39539-08

8

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

5

26803-11

9

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4

1

303-91

Межблочное оборудование

1

Преобразователь давления измерительный 3051TG

1

14061-10

2

Датчик температуры 644

1

39539-08

3

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

1

26803-11

4

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4

1

303-91

СОИ

1

Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)

2

43239-09

2

АРМ оператора СИКНС («RATE АРМ-оператора УУН»)

1

_

СИ, входящие в состав СИКНС, имеют взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51330.0-99.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора) и идентификации (отображением на информационном дисплее «OCTOPUS-L» структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии и цифровой идентификатор (контрольную сумму) ПО), а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием «OCTOPUS-L».

Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 2.

Таблица 2

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

ПО «Rate АРМ оператора УУН»

«RATE АРМ-оператора» РУУН 2.3-11 АВ

2.3.1.1

B6D270DB

CRC-32

Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (основной и резервный)

Formula.o

6.05

DFA87DAC

CRC-32

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

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики СИКНС представлены в таблице 3.

Таблица 3

Наименование характеристики

Значение

в режиме ДНС

в режиме УПСВ

Рабочая среда

Сырая нефть

Диапазон массового расхода, т/ч

От 119,7 до 967,7

От 484,2 до 854,6

Диапазон избыточного давления, МПа

От 1,4 до 1,55

Диапазон температуры, °С

От плюс 25 до плюс 40

Физико-химические свойства

- плотность при стандартных условиях, кг/м3, не более

- плотность пластовой воды, кг/м3, не более

- кинематическая вязкость, сСт, не более

- массовая доля воды (объемная доля воды), %, не более

- массовая доля механических примесей %, не более

- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

- объемная доля растворенного газа, м3/м3, не более

- плотность растворенного газа при стандартных условиях, кг/м3, не более

- давление насыщенных паров, кПа, не более

893

1011

19,5

5,4 (4,64)

0,05

3200

20

1,162

66,7

887

1011

16,5

1 (0,86)

0,05

900

Отсутствует

Отсутствует

66,7

Наименование характеристики

Значение

в режиме ДНС

в режиме УПСВ

- содержание свободного газа

Не допускается

Не допускается

Пределы      допускаемой      относительной

погрешности измерений массы сырой нефти, %

±0,25

Пределы      допускаемой      относительной

погрешности определения массы нетто сырой нефти с содержанием объемной доли воды до 0,86 % (массовая доля воды до 1 %) в сырой нефти (при работе в режиме УПСВ), %:

- при применении поточного влагомера

- при определении массовой доли воды в сырой нефти в аккредитованной испытательной лаборатории

±0,35

±0,35

Пределы      допускаемой      относительной

погрешности определения массы нетто сырой нефти с содержанием объемной доли воды до 4,64 % (массовая доля воды до 5,4 %) в сырой нефти (при работе в режиме ДНС), %: - при применении поточного влагомера

- при определении массовой доли воды в сырой нефти в аккредитованной испытательной лаборатории

±0,35

в соответствии с методикой (методом) измерений

Условия эксплуатации СИ СИКНС:

- температура окружающей среды:

а) в месте установки СИ БИЛ, БИК, БФ, ° С

б) в месте установки СОИ, °С

- относительная влажность, %

а) в месте установки СИ БИЛ, БИК, БФ, %

б) в месте установки СОИ, %

- атмосферное давление, кПа

От плюс 5 до плюс 35

От плюс 10 до плюс 35

До 95 при температуре 35 °С

От 30 до 80

От 84 до 106,7

Параметры электропитания:

- напряжение, В

а) силовое оборудование

б) технические средства

- частота, Гц

380 (+10 %, -15 %)

220 (+10 %, -15 %)

50 (±1)

Потребляемая мощность, кВ • А, не более

55

Габаритные     размеры     блочно-модульного

здания, мм, не более

11500x9000x3200

Масса, т, не более

44

Средний срок службы, лет, не менее

8

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку СИКНС методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Комплектность СИКНС представлена в таблице 4.

Таблица 4

Наименование

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», заводской номер 553

1 экз.

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Паспорт

1 экз.

МП 58-30151-2013. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 58-30151-2013 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 16 декабря 2013 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке средств измерений, входящих в состав СИКНС;

- калибратор многофункциональный MC5-R:

а) диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения +(0,02 % показания + + 1 мкА);

б) диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±0,01 % показания;

в) диапазон     воспроизведения     последовательности     импульсов

0...9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В, погрешность +(0,2 В + 5 % от установленного значения).

Сведения о методах измерений

«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти сырой. Методика (метод) измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», аттестованная ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений №01.00257-2008/24809-13 от 28.11.2013 г.

Нормативные документы

1. ГОСТ 6651-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний

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

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

4. ГОСТ Р 51330.0 - 99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования».

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание