Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2047 на входе Кичуйского УПВСН с объектов ЦДНГ-1,2,5 НГДУ "Елховнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 50176-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2047 на входе Кичуйского УПВСН с объектов ЦДНГ- 1,2,5 НГДУ ┌Елховнефть√ (далее ╞ СИКНС) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы (массового расхода), параметров и определения массы нетто нефти сырой (далее ╞ нефти) приучетно-расчетных операциях.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 50176-12 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2047 на входе Кичуйского УПВСН с объектов ЦДНГ-1,2,5 НГДУ "Елховнефть" |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 46888 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 443 п. 31 от 26.06.2012 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 50176-12 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 50176-12: Описание типа СИ | Скачать | 514 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2047 на входе Кичуйского УПВСН с объектов ЦДНГ- 1,2,5 НГДУ «Елховнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы (массового расхода), параметров и определения массы нетто нефти сырой (далее - нефти) при учетно-расчетных операциях.
Описание
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от СРМ, преобразователей давления, температуры, 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 измерительных линий (далее - БИЛ): измерительная линия (далее - ИЛ) от ЦДНГ-1 (Ду 150), ИЛ от ЦДНГ-2 (Ду 150), ИЛ от ЦДНГ-5 (Ду 100), 2 контрольно-резервные ИЛ (Ду 150 и Ду 100);
- выходной коллектор (Ду 300);
- выходной коллектор (Ду 100);
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ) (Ду 200);
- узел подключения ППУ (Ду 100);
- СОИ.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение в автоматическом режиме массы (массового расхода) нефти прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- определение массы нетто нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- измерение в автоматическом режиме влагосодержания нефти, перепада давления на фильтрах;
- возможность поверки рабочих и контрольно-резервного СРМ при помощи ППУ;
- выполнение контроля метрологических характеристик рабочих СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- автоматический и ручной отбор проб;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Состав СИКНС указан в таблице 1.
Таблица 1
|
№ п/п |
Наименование СИ |
Количество |
Г осреестр № |
|
Приборы контрольно-измерительные показывающие | |||
|
1 |
Манометр показывающий для точных измерений МПТИ |
16 |
26803-11 |
|
2 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 |
6 |
0303-91 |
|
Блок технологический | |||
|
БИЛ | |||
|
1 |
Счетчик расходомер массовый CMF 400 с измерительным преобразователем 2700 |
3 |
45115-10 |
|
2 |
Счетчик расходомер массовый CMF 300 с измерительным преобразователем 2700 |
2 |
45115-10 |
|
3 |
Датчик давления Метран-150 TG |
5 |
32854-09 |
|
4 |
Датчик давления Метран-150 CD |
5 |
32854-09 |
|
5 |
Преобразователь температуры Метран-286 |
5 |
23410-08 |
|
6 |
Влагомер сырой нефти ВСН-2 ПП-150-100 |
2 |
24604-07 |
|
7 |
Влагомер сырой нефти ВСН-2 ПП-100-100 |
1 |
24604-07 |
|
8 |
Пробозаборное устройство щелевого типа ПУ-1-100-40 |
1 |
- |
|
9 |
Пробозаборное устройство щелевого типа ПУ-1-150-40 |
2 |
- |
|
Выходной коллектор | |||
|
1 |
Датчик давления Метран-150 TG |
1 |
32854-09 |
|
2 |
Преобразователь температуры Метран-286 |
1 |
23410-08 |
|
3 |
Прибор УОСГ-100СКП |
1 |
16776-11 |
|
4 |
Прибор автоматический лабораторный АЛП-01 ДП |
1 |
16774-09 |
|
5 |
Пробоотборник поточный ES 51 |
2 |
- |
|
6 |
Пробозаборное устройство со штурвалом щелевого типа ЩПУ |
1 |
- |
|
СОИ | |||
|
1 |
Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») |
2 |
43239-09 |
|
2 |
Контроллер программируемый логический PLC Modicon |
1 |
18649-09 |
|
3 |
АРМ оператора на базе ПО «RATE АРМ оператора УУН» |
1 |
- |
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС (комплексов измерительновычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)) обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи, идентификации: отображения на информационном дисплее «OCTOPUS-L» структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии ПО. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием «OCTOPUS-L». ПО СИКНС имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.
Таблица 2
|
Наименование ПО |
Идентиф икационное наименование ПО |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
ПО СИКНС |
МС 200.00.03.00-09АВ МС 200.00.03.00-09АВ |
Okt-L.3.14 Okt-L.3.14 |
CFF9 CFF9 |
CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Рабочая среда |
нефть сырая |
|
Диапазон изменения массового расхода нефти через БИЛ, т/ч - ИЛ от ЦДНГ-1 - ИЛ от ЦДНГ-2 - ИЛ от ЦДНГ-5 |
от 30 до 220 от 30 до 270 от 20 до 120 |
|
Диапазон изменения избыточного давления нефти, МПа |
от 0,2 до 4,0 |
|
Диапазон изменения температуры нефти, °С |
от 0 до 30 |
|
Физико-химические свойства нефти: - плотность обезвоженной дегазированной нефти при 20 °С и 0,101325 МПа, кг/м3 - вязкость кинематическая при 20 °С, cCT - объемная доля воды, % - массовая доля механических примесей, % - массовая доля парафина, % - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 - массовая доля серы, %, не более - содержание растворенного газа, м3/м3 - плотность пластовой воды, кг/м3 - плотность растворенного газа при 20 °С и 0,101325 МПа, кг/м3 - содержание свободного газа |
от 890 до 945 от 52,85 до 101,85 от 14,0 до 90,0 до 0,3 не более 3,4 до 10000 4,5 не более 7,0 от 1010 до 1180 от 1,08 до 1,4 не допускается |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы (массового расхода) нетто нефти: | |
|
• при измерении содержания объемной доли воды в нефти с помощью влагомера сырой нефти ВСН-2 не превышает, %: - при объемной доле воды в нефти от 10 % до 20 % - при объемной доле воды в нефти от 20 % до 50 % - при объемной доле воды в нефти от 50 % до 70 % - при объемной доле воды в нефти от 70 % до 85 % - при объемной доле воды в нефти от 85 % до 90 % |
±2,0 ±3,0 ±5,0 ±15,0 ±23,0 |
|
• при определении массовой доли воды в нефти в испыта тельной (аналитической) лаборатории в соответствии с нормативным документом «ГСИ. Сырая нефть. Методика измерений массовой доли воды в химико-аналитической лаборатории НГДУ «Ел-ховнефть» ОАО «Татнефть» (аттестованная ФГУП ВНИИР, свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.002572008/1106-12) не превышает, %: - при объемной доле воды в нефти от 10 % до 20 % - при объемной доле воды в нефти от 20 % до 50 % - при объемной доле воды в нефти от 50 % до 70 % - при объемной доле воды в нефти от 70 % до 90 % |
±1,5 ±2,5 ±5,0 ±15,0 |
|
Условия эксплуатации средств измерений (далее - СИ) СИКНС: - температура окружающей среды, °C ■ в месте установки СИ БИЛ ■ в месте установки СОИ ■ в шкафах для ВСН и автоматических пробоотборников - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от минус 40 до 50 от 10 до 35 от 15 до 25 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Параметры электропитания: - напряжение, В: ■ силовое оборудование ■ технические средства СОИ - частота, Гц |
380(+10%, -15%) 220(+10%, -15%) 50 |
|
Потребляемая мощность, Вт |
не более 10000 |
|
Габаритные размеры, мм - шкаф силового оборудования - шкаф вторичной аппаратуры - шкаф обработки информации |
1000x400x1900 600x800x2300 600x800x2300 |
|
Масса, кг |
не более 29000 |
|
Средний срок службы, лет |
не менее 10 |
СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10 «искробезопасная электрическая цепь» уровня «ib».
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4
|
Наименование |
Количество |
|
Система измерительная количества и параметров нефти сырой № 2047 на входе Кичуйского УПВСН с объектов ЦДНГ- 1,2,5 НГДУ «Елховнефть», зав. № 502. |
1 шт. |
|
Система измерительная количества и параметров нефти сырой № 2047 на входе Кичуйского УПВСН с объектов ЦДНГ- 1,2,5 НГДУ «Елховнефть». Паспорт |
1 экз. |
|
Система измерительная количества и параметров нефти сырой № 2047 на входе Кичуйского УПВСН с объектов ЦДНГ- 1,2,5 НГДУ «Елховнефть». Методика поверки |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 50176-12 «Система измерительная количества и параметров нефти сырой № 2047 на входе Кичуйского УПВСН с объектов ЦДНГ-1,2,5 НГДУ «Елхов-нефть». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 29 декабря 2011 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;
- калибратор многофункциональный MC5-R: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на входе Кичуйского УПВСН с объектов ЦДНГ-1,2,5 НГДУ «Елховнефть», аттестованная ГЦИ СИ ООО «СТП», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 6-361-01.00270-2011.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 51330.10 - 99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11.
Искробезопасная электрическая цепь «i».
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».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
