Установки измерительные групповые автоматизированные Электрон
| Номер в ГРСИ РФ: | 24759-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Опытный завод "Электрон", г.Тюмень |
Для автоматизированного измерения массовых расходов жидкости, нефти, воды, обводненности и приведенного к стандартным условиям объемного расхода газа, а также передачи данных о результатах измерений и индикации работы на диспетчерский пункт нефтяного промысла в условиях умеренно холодного климата на предприятиях нефтедобывающей промышленности.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 24759-12 |
| Наименование | Установки измерительные групповые автоматизированные |
| Модель | Электрон |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Примечание | 01.06.2012 утвержден вместо 24759-06 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | 01.06.2017 |
| Номер сертификата | 46671 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | C |
| Дата протокола | Приказ 398 п. 39 от 01.06.201209д от 01.08.06 п.384 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Опытный завод "Электрон", г.Тюмень
Россия
625014, ул.Новаторов, 12, тел. (3452) 52-11-00, факс 52-11-01, http//zelectr.ru, E-mail: zelektr@sbtx.tmn.ru
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | 760.00.00.000 ПМ |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 5 лет |
| Зарегистрировано поверок | 66 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 66 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 24759-12: Описание типа СИ | Скачать | 588.8 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон» (далее - установки) предназначены для измерений автоматизированных массы и массовых расходов жидкой фазы сырой нефти (далее - сырой нефти), сырой нефти без учета воды и приведенного к стандартным условиям объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, а также передачи данных о результатах измерений и индикации работы на диспетчерский пункт нефтяного промысла в условиях умеренного или умеренно-холодного климата.
Описание
Принцип действия установок основан на использовании косвенного гидростатического метода измерения массы сырой нефти и метода [P,V,T], который позволяет по измеренным значениям давления Р, объема V и температуры Т измеряемой среды вычислить объемный расход свободного нефтяного газа каждой из нефтяных скважин, подключаемых к сепарационной емкости установки. Масса сырой нефти без учета воды, в зависимости от исполнения установки, может быть определена как с применением данных об обводненности сырой нефти, полученных от установленного влагомера, так и на основании внесенных в контроллер данных о плотности нефти и пластовой воды в стандартных условиях.
Основным узлом установок является сепарационная емкость (далее - ЕС) с измерительной камерой (далее - ИК), оборудованной тремя датчиками гидростатического давления EJA210A производства Yokogawa Electric Corporation, по сигналам которых измеряется время заполнения ИК жидкой фазой потока продукции скважины, и вычисляются значения массового расхода сырой нефти, сырой нефти без учета воды. Также измеряется время опорожнения ИК и заполнения газообразной фазой потока и вычисляется значение объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Для учета изменения свойств рабочей среды, обусловленных повышенным давлением и изменяющейся температурой внутри емкости сепарационной в результаты измерений вносятся поправки по показаниям двух датчиков температуры ТСМУ 9418 и двух датчиков избыточного давления EJA530A производства Yokogawa Electric Corporation. Для определения массы и массового расхода сырой нефти без учета воды могут использоваться показания влагомера нефти поточного ПВН-615.001, необходимость которого определяется заказом. Процесс измерения управляется с помощью контроллера, а результаты измерений, накапливаясь в его памяти, выдаются на дисплей устройства визуализации и на диспетчерский пункт нефтепромысла (далее - ДП).
Допускается применять другие первичные преобразователи, имеющие характеристики не хуже указанных. Допускается изготавливать установки без влагомера сырой нефти. При этом масса сырой нефти без учета воды определяется на основании внесенных в контроллер данных о плотности нефти и пластовой воды в стандартных условиях.
Установки состоят из двух блоков: блока технологического (далее - БТ) и блока автоматики (далее - БА), и могут подключать на измерение, в зависимости от исполнения, от одной до четырнадцати нефтяных скважин.
Установки выпускаются в двух модификациях «Электрон-Х-400» и «Электрон-Х-1500» (где Х - количество подключаемых скважин), отличающихся диапазонами измерений массового расхода сырой нефти и объемного расхода свободного нефтяного газа.
В БТ расположены:
- сепаратор, служащий для отделения попутного газа от жидкости (водонефтяной смеси) в ЕС с ИК и измерения расхода сырой нефти и свободного нефтяного газа при попеременном заполнении и опорожнении ИК. Процесс заполнения ИК контролирует клапан переключающий с электроприводом (далее - КПЭ), обеспечивающий циклический режим измере-
ния путем поочередного перекрывания запирающим элементом магистралей сброса газа или жидкости из ЕС в коллектор;
- распределительное устройство (далее - РУ), служащее для обеспечения очередности измерения продукции подключаемых к установке нефтяных скважин и последующего объединения их в один коллектор с помощью переключателя скважин многоходового (далее -ПСМ). Наличие РУ определяется исполнением установки;
- технологическое оборудование, системы отопления, освещения, сигнализации, вентиляции, взрывозащиты.
В БА расположены:
- силовой шкаф, осуществляющий питание электрических цепей установки;
- аппаратурный шкаф, служащий для размещения контроллера управления установкой (далее - КУ);
- системы отопления, освещения, сигнализации.
Программное обеспечение
Программное обеспечение состоит из микропрограммы «electron5165.dat» для контроллера. Метрологически значимая часть в отдельный блок не выделяется.
Доступ к памяти контроллера защищен паролем.
Контроллер имеет режим работы, при котором невозможны изменения встроенного ПО. Для модификации программного обеспечения необходим специальный загрузочный кабель и программное обеспечение. Доступ к модификации ПО защищен паролем, который устанавливается на заводе. Хранение пароля осуществляется в машинных кодах. Защита результатов измерений от преднамеренных изменений состоит в трехуровневом управлении доступом, каждый из уровней обладает собственным паролем.
Идентификационные данные определяются с помощью персонального компьютера разработчика, подключенного через последовательный интерфейс специальным кабелем, среды разработчика DirectSoft (создается образ ПО и файлы переносятся на персональный компьютер) и программы для расчета контрольной суммы.
Идентификационные данные программного обеспечения
|
Наименование программного обеспечения |
Идентиф икаци-онное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор про-грамм-много обес-печения (кон-трольная суммма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
Система управления |
electron5165.dat |
5.165 |
BFAC4CA0 |
CRC32 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
установкой измерительной групповой автоматизированной на базе контроллера DirectLogic 205 | ||||
|
Система управления установкой измерительной групповой автоматизированной на базе контроллера Z181-04 |
EL15V5N.BIN |
15.5N |
642ADEF4 |
CRC32 |
|
Система управления установкой измерительной групповой автоматизированной на базе контроллера Z181-04 |
EL15V5.BIN |
15.5 |
6116ACA4 |
CRC32 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений С по МИ 3286-2010.
Общий вид технологического блока установки приведен на рисунке 1
Рисунок 1
Технические характеристики
|
Наименование параметра |
Типоразмер | |
|
Электрон-Х-400 |
Электрон-Х-1500 | |
|
Измеряемая среда - смесь сырой нефти и свободного нефтяного газа с параметрами: | ||
|
- избыточное давление, МПа |
от 0,1 до 4,0 | |
|
- температура, в зависимости от исполнения, °С - плотность сырой нефти, кг/м3 - кинематическая вязкость сырой нефти, м2/с - обводненность W, % |
от минус 5 до + 90 от 700 до 1350 от 1-10-6 до 1,5-10-4 от 0 до 100 | |
|
Диапазон измерения: массового расхода сырой нефти, т/сут (т/ч) объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях, м3/сут |
от 2 до 400 (от 0,083 до 16,7) от 1,6 до 3 000 (от 0,067 до 125) |
от 7 до 1500 (от 0,29 до 62,5) от 5,5 до 10 000 (от 0,23 до 416,7) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения, %: - объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям - массового расхода сырой нефти - массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях): от 0 % до 70 % св. 70 % до 95 % св. 95 % до 98% |
± 5,0 ± 2,5 ± 6 ± 15 ± 30 | |
|
Наименование параметра |
Типоразмер | |
|
Электрон-Х-400 |
Электрон-Х-1500 | |
|
св. 98 % |
предел допускаемой относительной погрешности устанавливают в методике измерений, аттестованной в установленном порядке | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения, %: - объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям - массы сырой нефти - массы сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях): от 0 % до 70 % св. 70 % до 95 % св. 95 % до 98% св. 98 % |
± 5,0 ± 2,5 ± 6 ± 15 ± 30 предел допускаемой относительной погрешности устанавливают в методике измерений, аттестованной в установленном порядке | |
|
Параметры электрического питания: переменный ток: - напряжением - частотой, Гц |
380/220 В ± 20 % 50 ± 1 | |
|
Потребляемая мощность, кВ •А, не более |
15 | |
|
Габаритные размеры БТ, мм, не более: |
5000x3200x3400, 8000x6300x3400* |
7000x3200x3400, 7000x6300x3400* |
|
Габаритные размеры БА, мм, не более: |
3400x3100x2800, 2500x3100x2800** |
3400x3100x2800, 2500x3100x2800* |
|
Масса, кг, не более: - БТ - БА |
6500, 7000* 3000, 1500*** |
12000, 20000** 3000, 1500*** |
|
Относительная влажность окружающего воздуха, % |
до 100 | |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 | |
|
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 |
У1*** или УХЛ1 | |
|
Класс взрывоопасной зоны внутри БТ по классификации «Правил устройства электроустановок» |
В-1а | |
|
Температурный класс электрооборудования по классификации ГОСТ Р 51330.0-99 |
Т3, группа - ПА | |
|
* При количестве подключаемых скважин 14 * * При количестве подключаемых скважин 1 * ** По согласованию с заказчиком | ||
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации установки типографским способом и на таблички блока технологического и блока автоматики шелкографией или методом аппликации.
Комплектность
|
Наименование |
Обозначение |
Колич. |
Примечание |
|
Установка измерительная групповая автоматизированная «Электрон-Х-400» |
Согласно исполнению |
1 |
|
Наименование |
Обозначение |
Колич. |
Примечание |
|
Ведомость эксплуатационных документов |
Согласно исполнению |
1 | |
|
Комплект документации согласно ведомости эксплуатационных документов |
Согласно исполнению |
1 | |
|
Руководство по эксплуатации |
Согласно исполнению |
1 | |
|
Методика поверки |
760.00.00.000 МП |
1 |
Поверка
осуществляется по документу «ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон, Методика поверки. 760.00.00.000 МП», утвержденной ФБУ «Тюменский ЦСМ», 25 сентября 2011 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
а) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 25-8-МП, расход от 0,8 до 8,0 м3/ч; предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
б) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 50-30-МП, расход от 3 до 30 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
в) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 100-200-МП, расход от 50 до 200 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
г) установка поверочная газовая УГН-1500, расход от 2 до 1500 м3/ч, предел допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения расхода газа ± 0,33 %, предел допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры ±0,5К;
д) мерники эталонные 2-го разряда типа М2р ГОСТ 8.400-80, вместимость 10 и 200 дм3, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;
е) колба мерная 2 класса точности по ГОСТ 1770-74 вместимость 1000 или 2000 см3;
ж) ареометр АОН-1, диапазон измерения от 940 до 1000 кг/м3, цена деления ± 1,0 кг/м3;
з) частотомер электронно-счетный Ч3-57, 108 имп.; ± 1 имп.; 10-3 ... 100 с;
и) миллиамперметр Э 535, диапазон измерения (4 - 20) мА, приведенная погрешность ± 0,5 %.
Сведения о методах измерений
«Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика измерений массы сырой нефти, массы и объема нефтяного газа по дискретным измерениям, выполняемым установками измерительными групповыми автоматизированными «Электрон» гидростатическим методом измерения массы жидкости и методом P, V, T для измерения объема газа». Разработана и аттестована 30.12.2010 г. ФГУП «ВНИИР», г. Казань. Регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерения ФР.1.29.2011.10012.
Нормативные документы
1. ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема».
2. ГОСТ Р 51330.0-99 «Электрооборудование взрывозащищенное».
3. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
4. ГОСТ 8.563-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений».
5. ТУ 4213-014-00135964-2005 «Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон». Технические условия».
Смотрите также
