Установки измерительные Электрон-М. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Установки измерительные Электрон-М

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 8
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 3 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Установки измерительные «Электрон-М» (далее - установки) предназначены для измерения массы и массового расхода сырой нефти, массы сырой нефти без учета воды и объема и объемного расхода свободного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям.

Описание

Принцип действия установок основан на сепарационном методе, предусматривающем разделение (сепарацию) сырой нефти на однофазные среды (жидкость и газ) с последующим измерением количества (состава, свойств) каждой из фаз при помощи первичных преобразователей расхода, температуры, давления, обводненности с обработкой полученных данных, приведением их к стандартным условиям и накоплением в энергонезависимой памяти контроллера установки (далее - КУ).

Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение объема выделившегося в процессе сепарации свободного нефтяного газа производится объемными или массовыми счетчиками (расходомерами) с последующим приведением к стандартным условиям на основании известного молярного состава и (или) измеренных значений температуры и давления газа.

По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти вычисляется значение массы нефти без учета воды.

Установки состоят из:

-    блока технологического (далее БТ);

-    блока автоматики (далее БА).

В БТ размещены:

-    емкость сепарационная (далее ЕС), служащая для отделения газа от жидкости (водонефтяной смеси) и оснащенная системой регулирования уровня накапливаемой жидкости;

-    распределительное устройство, состоящее из переключателя скважин многоходового (далее ПСМ) и трубопроводной обвязки, служащее для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к ЕС, а остальных - к выходному коллектору;

-    первичные измерительные преобразователи количества, состава и свойств измеряемых сред.

Система регулирования уровня жидкости в ЕС состоит из преобразователя уровня, регулятора расхода на выходе газа из ЕС и регулятора расхода на выходе жидкости из ЕС.

В БА размещены:

-    силовой шкаф;

-    аппаратурный шкаф, предназначенный для управления ПСМ, системой регулирования уровня, сбора и обработки информации первичных преобразователей, а также для архивирования, индикации и передачи измерительной и сигнальной информации на диспетчерский пункт;

-    вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в БТ.

Установки имеют два исполнения в зависимости от способа поддержания уровня

жидкости в сепараторе:

-    Исполнение 1: уровень жидкости в сепараторе поддерживается при помощи механического поплавкового регулятора уровня, обозначение установки при заказе «Электрон- М. 1»;

-    Исполнение 2: уровень жидкости в сепараторе поддерживается при помощи электроприводного регулятора уровня, работающего по сигналу от размещенного на ЕС датчика уровня, обозначение установки при заказе «Электрон-М.2».

Конструкция установок позволяет производить подключение к технологической обвязке пробоотборников, устройств для определения содержания свободного газа в жидкости, а по требованию заказчика — тест-сепараторов.

Перечень СИ, используемых в составе установок, представлен в таблице 1.

аблица 1 - Перечень средств измерений используемых в составе установок

п/п

Наименование (обозначение) средства измерений

Номер в федеральном информационном фонде

1

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CFM (N,F,R)

45115-10

2

Счетчик-расходомер массовый кориолисовый Rotamass модели RCCS (RCCF, RCCT)

27054-14

3

Расходомер массовый Promass

15201-11

4

Счетчики газа вихревые СВГ

13489-13

5

Влагомер сырой нефти BCH-2

24604-12

6

Контроллер на основе измерительных модулей серии 5000 SCADAPackES

50107-12

7

Контроллеры программируемый DirectLOGIC

17444-11

8

Первичные преобразователи давления и температуры со стандартными токовыми выходными сигналами

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) состоит из встроенного ПО контроллера. Метрологически значимая часть в отдельный блок не выделяется. При включении электропитания контроллера происходит автоматическая инициализация встроенного ПО в режиме исполнения.

ПО устанавливается в контроллер перед выполнением первичной поверки и в процессе эксплуатации установки изменению не подлежит. Доступ к модификации ПО защищен паролем, который устанавливается на заводе-изготовителе. Хранение пароля осуществляется в машинных кодах. Защита уставок контроллера и результатов измерений от преднамеренных и непреднамеренных изменений состоит в трехуровневом управлении доступом, каждый из уровней обладает собственным паролем

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Direct Logic

SCADAPack32

Идентификационное наименование ПО

GUZ DL.HEX

GUZ SP.HEX

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.02

1.00

Цифровой идентификатор ПО

0xC37B

0x78A6

Другие идентификационные данные (признаки)

-

-

Цифровой идентификатор по вычисляется по алгоритму CRC16.

Нормирование метрологических характеристик установок проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью установок.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.

Общий вид установки приведен на рисунке 1.

Технические характеристики

Параметры рабочей среды:

-    избыточное давление, МПа

от 0,2 до 4,0 от плюс 5 до плюс 90 от 110-6 до 1,510-4 от 760 до 1200 от 2 до 1500 (от 0,08 до 60)

от 200 до 200000 (от 8,33 до 8333) от 20 до 1000000 (от 0,8 до 40000) 98 1

2

10

400, 1500

о/'ч

-    температура, С

-    кинематическая вязкость сырой нефти, м2/с

-    плотность сырой нефти, кг/м3

-    массовый расход сырой нефти, т/сут, (т/ч)

33

-    объемный расход свободного нефтяного газа, м /сут (м /ч): в рабочих условиях

приведенный к стандартным условиям

-    объемная доля воды, %, не более

-    объемное содержание свободного газа в сырой нефти, %, не более

-    объемное содержание сероводорода, %, не более для стандартного исполнения

для специального исполнения

Ряд предпочтительных наибольших значений

массового расхода сырой нефти для конкретной установки , т/сут

- по согласованию с заказчиком допускается изготовление установок с другим наибольшим значением измерения массового расхода сырой нефти

Количество скважин подключаемых к установке    от 1 до 14

Пределы допускаемой относительной погрешности установки

при измерении массы сырой нефти, %    ± 2,5

Пределы допускаемой относительной погрешности установки

при измерении массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти, %: от 0 до 70 %    ± 6

свыше 70 до 95 %    ± 15

При влагосодержании свыше 95 % пределы допускаемой относительной погрешности устанавливает МВИ, утвержденная и аттестованная в установленном порядке.

Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении объема свободного нефтяного газа,

приведенного к стандартным условиям, %    ± 5

Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69    У1

Габаритные размеры составных частей установки (длинахширинах высота), мм:

Блок технологический    10200*3400*3600

Блок автоматики    3300*3400*3500

Масса составных частей установки, кг, не более:

Блок технологический    20000

Блок автоматики    2200

Параметры электрического питания:

Переменный ток

-    напряжением, В    380/220 ± 20 %

-    частотой, Гц    50 ± 1 Потребляемая мощность, кВ А, не более 15 Средний срок службы, лет 10

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации установки типографским способом и на таблички блока технологического, блока автоматики шелкографией или методом аппликации.

Комплектность

Комплектность установок представлена в таблице 2.

Таблица 2

Наименование

Количество

Установка измерительная «Электрон-М»

1 компл.

Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации)

1 компл.

«ГСИ. Установки измерительные «Электрон-М». Методика поверки»

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 45100-16 «ГСИ. Установки измерительные «Электрон-М». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 18 ноября 2015 г.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

- датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 25-8-МП, расход от 0,8 до 8,0 м /ч; пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;

- по требованию заказчика

-    датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 50-30-МП, расход от 3 до 30 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;

-    датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 100-200-МП, расход от 50 до 200 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;

-    установка поверочная газовая УГН-1500, расход от 2 до 1500 м /ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения расхода газа ± 0,33 %, предел допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры ±0,5К;

-    мерники эталонные 2-го разряда типа М2р ГОСТ 8.400-80, вместимость 10 и 200 дм , пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1 %;

-    колба мерная 2 класса точности по ГОСТ 1770-74 вместимость 1000 или 2000 см ;

33

-    ареометр АОН-1, диапазон измерения от 940 до 1000 кг/м , цена деления ±1,0 кг/м ;

8    3

-    частотомер электронно-счетный Ч3-57, 10 имп.; ± 1 имп.; 10 ... 100 с;

-    генератор пачки импульсов «DYMETIC-8081» с диапазоном воспроизведения количества импульсов от 1 до 99999 имп;

-    миллиамперметр Э 535, диапазон измерения от 4 до 20 мА, пределы допускаемой приведенной погрешности ± 0,5 %.

Возможно применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных выше.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и в паспорт установки.

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в документе «ГСИ. Масса сырой нефти и объем попутного газа. Методика измерений установками измерительными «Электрон-М» зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2011.09971.

Нормативные документы

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

2.    ГОСТ Р 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерении объемного и массового расходов газа.

3.    ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости.

4.    ТУ 3667-037-00135964-2009 Установки измерительные «Электрон-М». Технические

условия.

Развернуть полное описание