Установки измерительные Электрон-М
Номер в ГРСИ РФ: | 45100-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Опытный завод "Электрон", г.Тюмень |
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.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 45100-16 |
Наименование | Установки измерительные |
Модель | Электрон-М |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 28.03.2021 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Опытный завод "Электрон", г.Тюмень
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 3 года |
Зарегистрировано поверок | 10 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 10 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
45100-16: Описание типа СИ | Скачать | 154.7 КБ | |
45100-16: Методика поверки | Скачать | 884.6 КБ |
Описание типа
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.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Электрон-М». Общий вид
Технические характеристики
Параметры рабочей среды:
- избыточное давление, МПа
- температура, оС
- кинематическая вязкость сырой нефти, м2/с
- плотность сырой нефти, кг/м3
- массовый расход сырой нефти, т/сут, (т/ч)
- объемный расход свободного нефтяного газа, м3/сут (м3/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 установки1, т/сут
от 0,2 до 4,0
от плюс 5 до плюс 90 от 1-10-6 до 1,5-10’4 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
Количество скважин подключаемых к установке от 1 до 14
Пределы допускаемой относительной погрешности установки
при измерении массы сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности установки
при измерении массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти, %:
от 0 до 70 %
свыше 70 до 95 %
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, %
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-692
Габаритные размеры составных частей установки (длинахширинах высота), мм:
Блок технологический 10200^3400x3600
Блок автоматики
3300x3400x3500
20000
2200
380/220 ± 20 %
50 ± 1
15
10
Масса составных частей установки, кг, не более:
Блок технологический
Блок автоматики
Параметры электрического питания:
Переменный ток
- напряжением, В
- частотой, Гц
Потребляемая мощность, кВ •А, не более
Средний срок службы, лет
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 м3/ч;
пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
- датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 50-30-МП, расход от 3 до 30 м3/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 м3/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 дм3, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1 %;
- колба мерная 2 класса точности по ГОСТ 1770-74 вместимость 1000 или 2000 см3;
- ареометр АОН-1, диапазон измерения от 940 до 1000 кг/м3, цена деления ±1,0 кг/м3;
- частотомер электронно-счетный Ч3-57, 108 имп.; ± 1 имп.; 10-3 ... 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.