Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО "СК "РУСВЬЕТПЕТРО

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55325-13
Производитель / заявитель: ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Поставщик:
Нет данных
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО "СК "РУСВЬЕТПЕТРО поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55325-13: Описание типа СИ Скачать 85.2 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55325-13
Наименование Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО "СК "РУСВЬЕТПЕТРО
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 36-30151-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1223 п. 30 от 28.10.2013
Производитель / Заявитель

ООО "ИМС Индастриз", г.Москва

 Россия 

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного определения массы (массового расхода) и параметров 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:

-    входной коллектор;

-    узел фильтров (далее - УФ);

-    узел измерительных линий (далее - УИЛ): 3 рабочих и 1 контрольно- резервная измерительные линии (далее - ИЛ);

-    узел измерений показателей качества нефти (далее - УИК);

-    выходной коллектор;

-    узел подключения к передвижной поверочной установке (далее - ПУ);

-    СОИ.

Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение 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 объемной доли воды в нефти, перепада давления на фильтрах;

-    контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ;

-    КМХ рабочего и контрольно-резервного СРМ по передвижной ПУ;

-    автоматический и ручной отбор проб;

-    отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;

-    защита системной информации от несанкционированного доступа.

Средства измерений (далее - СИ), а так же другие технические средства, входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.

Таблица 1

п/п

Наименование СИ

Количество

Госреестр №

Приборы контрольно-измерительные показывающие

1.

Манометр деформационный с трубчатой пружиной серии 2

12

15142-08

2.

Манометр деформационный с трубчатой пружиной серии 3

3

17159-08

3.

Термометр биметаллический ТМ серии 54

3

15151-08

4.

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4

1

303-91

УФ

1.

Датчик давления 2051CD

2

39531-08

2.

Датчик давления 2051TG

1

39530-08

УИЛ

1.

Счетчик-расходомер массовый CMF 300 с измерительным преобразователем 2700

2

45115-10

2.

Датчик давления 2051TG

2

39530-08

3.

Датчик температуры 644

2

39539-08

УИК

1.

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм4 (далее -влагомер)

1

14557-10

2.

Расходомер ультразвуковой UFM 3030K

1

45410-10

3.

Прибор УОСГ-100СКП

1

16776-11

4.

Пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-85

1

-

5.

Ручной пробоотборник

1

-

6.

Автоматический пробоотборник diff Mock True Cut 2

1

-

7.

Датчик давления 2051TG

1

39530-08

8.

Датчик температуры 644

1

39539-08

Входной и выходной коллекторы

1.

Датчик давления 2051TG

1

39530-08

СОИ

1.

Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)

2

43239-09

2.

Rate АРМ оператора СИКНС

1

-

СИ, входящие в состав СИКНС, имеют взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51330.0-99.

Программное обеспечение

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) и идентификации (отображением на информационном дисплее «OCTOPUS-L» структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии и цифровой идентификатор (контрольную сумму) ПО), а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием «OCTOPUS-L». ПО СИКНС имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.

Таблица 2

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер

версии

ПО

Цифровой

идентификатор

ПО

(контрольная

сумма)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

ПО

ПО «Rate АРМ оператора ОУУН»

RateCalc.dll

2.3.1.1

B6D270DB

CRC-32

Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» (основной и резервный)

Formula.o

6.05

DFA87DAC

СRС-32

Технические характеристики

Таблица 3

Наименование характеристики

Значение

характеристики

Рабочая среда

нефть сырая

Диапазон массового расхода нефти, т/ч

от 27 до 303

Максимальное избыточное давление нефти, МПа

4

Рабочее избыточное давление нефти, МПа

1,53

Рабочий диапазон температуры нефти, °С

от +35 до +50

Физико-химические свойства нефти:

-    плотность обезвоженной дегазированной нефти при рабочих условиях, кг/м3

-    объемная доля воды, %, не более

-    плотность пластовой воды, кг/м3

-    массовая доля механических примесей, %, не более

-    массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

-    массовая доля серы, %

-    массовая доля парафина, %

-    массовая доля асфальтенов, %, не более

-    вязкость кинематическая при 20 °С, ^т

-    вязкость кинематическая при 30 °С, ^т

-    давление насыщенных паров, кПа, не более

-    содержание свободного газа

от 919,7 30,0 от 1050 до 1300 0,16 63,4 от 1,61 до 3,44 от 7,42 до 12,2 от 4,08 до 15,66

177.3

108.3 67

не допускается

Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы (массового расхода) нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы (массового расхода) нетто нефти:

- при измерении объемной доли воды в нефти с помощью влагомера не превышает, %:

-    при объемной доле воды в нефти от 0,1 % до 5 %

-    при объемной доле воды в нефти от 5 % до 10 %

-    при объемной доле воды в нефти от 10 % до 20 %

-    при объемной доле воды в нефти от 20 % до 30 %

±0,36

±0,44

±0,69

±1,1

Окончание таблицы 3

- при определении массовой доли воды в нефти в испытательной (аналитической) лаборатории в соответствии с ГОСТ 2477-65 не превышает, %:

-    при объемной доле воды в нефти от 0 % до 5 %

-    при объемной доле воды в нефти от 5 % до 10 %

-    при объемной доле воды в нефти от 10 % до 20 %

-    при объемной доле воды в нефти от 20 % до 30 %

±0,53

±1,0

±1,1

±1,9

Условия эксплуатации СИ СИКН:

-    температура окружающей среды, °С:

в месте установки СИ УИЛ, УФ в месте установки СОИ в месте установки УДВН-1пм4

-    относительная влажность, %, не более

-    атмосферное давление, кПа

от +5 до +35 от +10 до +35 от +5 до +35 95

от 84 до 106,7

Параметры электропитания:

-    напряжение, В:

силовое оборудование технические средства СОИ

-    частота, Гц

380, трехфазное 220, однофазное 50±0,5

Потребляемая мощность, В А, не более

24000

Г абаритные размеры блочно-модульного здания, мм, не более

11000х6000х3200

Масса, кг, не более

30000

Средний срок службы, лет, не менее

20

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом. Комплектность средства измерений

Таблица 4

Наименование

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО», зав. № 519

1 шт.

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Паспорт

1 экз.

МП 36-30151-2013 «Инструкция. ГСИ.Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки»

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 36-30151-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения

ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 13 июня 2013 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

- СИ в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей;

- калибратор: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания +

1 мкА); диапазон воспроизведения последовательности импульсов 0.9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В, погрешность ±(0,2 В + 5% от установленного значения).

Сведения о методах измерений

«ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО», регистрационный номер ФР.1.29.2012.12740 в Федеральном реестре методик измерений.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерительной количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО»

1.    ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.

2.    ГОСТ Р 51330.0 - 99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования».

3.    ГОСТ Р 8.596 - 2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

4.    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

55326-13
БАРЬЕР Сигнализаторы газов
Фирма "Shenzhen Lydian Technology Co., Ltd.", Китай
55323-13
CGT Счетчики газа турбинные
Фирма "COMMON S.A.", Польша
55328-13
УПСНП-01 М Установка поверочная
ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара