Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Вынгаяхинского месторождения
Номер в ГРСИ РФ: | 48778-11 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Автоматизация-Метрология-Эксперт", г.Уфа |
Для измерений массы нефти при ее перекачке на ЦППН-2 Вынгаяхинского месторождения Филиала "Муравленковскнефть" ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз".
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 48778-11 |
Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Вынгаяхинского месторождения |
Технические условия на выпуск | ГОСТ Р 8.595-2004 |
Класс СИ | 29.01.04 |
Год регистрации | 2011 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМС |
Адрес центра | 119361, г.Москва, Озерная ул., 46 |
Руководитель центра | Кононогов Сергей Алексеевич |
Телефон | (8*095) 437-55-77 |
Факс | 437-56-66 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 45118 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | Приказ 6428 от 29.12.11 п.20 |
Производитель / Заявитель
ООО "Автоматизация-Метрология-Эксперт", г.Уфа
Россия
450071, Бульвар Молодежи, 3, оф.228. 450059, Р.Зорге, 12/2.
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 48778-11 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 4 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
48778-11: Описание типа СИ | Скачать | 462.7 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС-2 Вынгая-хинского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы нефти при ее перекачке на ЦППН-2 Вынгаяхинского месторождения Филиала «Муравленковскнефть» 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) и блока обработки информации (БОИ).
На входном коллекторе системы установлено устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517.
Блок измерительных линий состоит из рабочей, резервной и контрольной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены:
- счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS RCCS39/IR с преобразователем RCCF31 (Госреестр № 27054-09);
- входная и выходная задвижки.
В рабочей и резервной измерительных линиях установлены фильтры c манометрами показывающими МП4-У.
На выходном коллекторе 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 сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-07);
- датчик давления Метран100- Ех (Госреестр № 22235-08);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06).
- автоматический пробоотборник «Стандарт-А» с блоком программного управления БПУ-А;
- ручной пробоотборник «Стандарт-Р»;
- счетчик турбинный Норд-40 (Госреестр № 5638-02);
- манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63).
Блок обработки информации состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» (Госреестр № 43239-09).
Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть 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 поточным влагомером, а также измерения температуры и давления. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочую или резервную измерительные линии, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. В выходном коллекторе проводятся измерения температуры и давления нефти. Результаты измерений массы, температуры, давления, влагосодержания нефти в
виде электрических сигналов поступают в блок обработки информации. В блоке обработки 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 рабочей и резервной измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через 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» |
3.14 |
- |
- |
Технические характеристики | |
Измеряемая среда |
нефть |
Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч |
от 100 до 250 |
Рабочий диапазон температуры нефти, 0С |
от +15 до +30 |
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 |
от 855 до 980 |
Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт) |
от 4 до 12 |
Рабочий диапазон давления нефти, МПа |
от 0,3 до 2,0 |
Объемная доля воды фВ, % объемные |
от 70 до 74 |
Концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
от 3 до 900 |
Массовая доля механических примесей, % массовые |
от 0,002 до 0,05 |
Свободный газ |
отсутствует |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы | |
нефти, % |
±15% |
Электропитание: | |
- напряжение питающей сети, В |
380/220±10% |
- частота питающей сети, Гц |
50±1 |
Температура окружающей среды, 0С | |
- блок измерительных линий |
от -45 до +40 |
- блок контроля качества |
от +15 до +25 |
- блок обработки информации |
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 48778-11 «Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Вынгаяхинского месторождения. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 25.11.2010 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная передвижная на базе массомеров УППМ, 2 разряд 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 Вынгаяхинско-го 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-3а Сугмутского месторождения. Методика поверки
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.