Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"
Номер в ГРСИ РФ: | 56742-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
56742-14: Описание типа СИ | Скачать | 80 КБ |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы сырой нефти прямым методом динамических измерений, параметров сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 56742-14 |
Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" |
Класс СИ | 29.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 292 п. 08 от 06.03.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 58-30151-2013 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 5 |
Найдено поверителей | 3 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
56742-14: Описание типа СИ | Скачать | 80 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы сырой нефти прямым методом динамических измерений, параметров сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти.
Описание
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модификации CMF400 с преобразователем серии 2700 (далее - МПР).
Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработки с помощью системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от МПР, преобразователей давления, температуры, плотности, 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 фильтров (далее - БФ);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ): 3 рабочих и 1 контрольно-резервная измерительные линии;
- блок измерений показателей качества (далее - БИК);
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ);
- СОИ.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы, температуры, давления, плотности сырой нефти и содержание воды в сырой нефти;
- определение массы нетто сырой нефти;
- измерение перепада давления на фильтрах;
- автоматический и ручной отбор проб;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и вычислений, формирование отчетов;
- контроль метрологических характеристик рабочего МПР по контрольнорезервному МПР и передвижной ПУ;
- поверку МПР по передвижной ПУ;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.
Таблица 1
№ п/п |
Наименование СИ |
Количество |
Госреестр № |
БФ | |||
1 |
Преобразователь давления измерительный 3051CD |
2 |
14061-10 |
2 |
Преобразователь давления измерительный 3051TG |
1 |
14061-10 |
3 |
Манометр показывающий для точных измерений МПТИ |
3 |
26803-11 |
БИЛ | |||
1 |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF400 с преобразователем серии 2700 |
4 |
45115-10 |
2 |
Преобразователь давления измерительный 3051TG |
4 |
14061-10 |
3 |
Датчик температуры 644 |
4 |
39539-08 |
4 |
Манометр показывающий для точных измерений МПТИ |
4 |
26803-11 |
5 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 |
4 |
303-91 |
БИК | |||
1 |
Преобразователь плотности жидкости измерительный мод. 7835 |
1 |
15644-06 |
2 |
Влагомер нефти микроволновый МВН-1.1 |
1 |
28239-04 |
3 |
Влагомер нефти микроволновый МВН-1.2 |
1 |
28239-04 |
4 |
Расходомер ультразвуковой UFM 3030 K |
1 |
45410-10 |
5 |
Преобразователь давления измерительный 3051CD |
4 |
14061-10 |
6 |
Преобразователь давления измерительный 3051TG |
1 |
14061-10 |
7 |
Датчик температуры 644 |
1 |
39539-08 |
8 |
Манометр показывающий для точных измерений МПТИ |
5 |
26803-11 |
9 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 |
1 |
303-91 |
Межблочное оборудование | |||
1 |
Преобразователь давления измерительный 3051TG |
1 |
14061-10 |
2 |
Датчик температуры 644 |
1 |
39539-08 |
3 |
Манометр показывающий для точных измерений МПТИ |
1 |
26803-11 |
4 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 |
1 |
303-91 |
СОИ | |||
1 |
Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») |
2 |
43239-09 |
2 |
АРМ оператора СИКНС («RATE АРМ-оператора УУН») |
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 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».
Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 2.
Таблица 2
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
ПО «Rate АРМ оператора УУН» |
«RATE АРМ-оператора» РУУН 2.3-11 АВ |
2.3.1.1 |
B6D270DB |
CRC-32 |
Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (основной и резервный) |
Formula.o |
6.05 |
DFA87DAC |
CRC-32 |
Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «C» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКНС представлены в таблице 3.
Таблица 3
Наименование характеристики |
Значение | |
в режиме ДНС |
в режиме УПСВ | |
Рабочая среда |
Сырая нефть | |
Диапазон массового расхода, т/ч |
От 119,7 до 967,7 |
От 484,2 до 854,6 |
Диапазон избыточного давления, МПа |
От 1,4 до 1,55 | |
Диапазон температуры, °С |
От плюс 25 до плюс 40 | |
Физико-химические свойства - плотность при стандартных условиях, кг/м3, не более - плотность пластовой воды, кг/м3, не более - кинематическая вязкость, сСт, не более - массовая доля воды (объемная доля воды), %, не более - массовая доля механических примесей %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - объемная доля растворенного газа, м3/м3, не более - плотность растворенного газа при стандартных условиях, кг/м3, не более - давление насыщенных паров, кПа, не более |
893 1011 19,5 5,4 (4,64) 0,05 3200 20 1,162 66,7 |
887 1011 16,5 1 (0,86) 0,05 900 Отсутствует Отсутствует 66,7 |
Наименование характеристики |
Значение | |
в режиме ДНС |
в режиме УПСВ | |
- содержание свободного газа |
Не допускается |
Не допускается |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
±0,25 | |
Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти с содержанием объемной доли воды до 0,86 % (массовая доля воды до 1 %) в сырой нефти (при работе в режиме УПСВ), %: - при применении поточного влагомера - при определении массовой доли воды в сырой нефти в аккредитованной испытательной лаборатории |
±0,35 ±0,35 | |
Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти с содержанием объемной доли воды до 4,64 % (массовая доля воды до 5,4 %) в сырой нефти (при работе в режиме ДНС), %: - при применении поточного влагомера - при определении массовой доли воды в сырой нефти в аккредитованной испытательной лаборатории |
±0,35 в соответствии с методикой (методом) измерений | |
Условия эксплуатации СИ СИКНС: - температура окружающей среды: а) в месте установки СИ БИЛ, БИК, БФ, ° С б) в месте установки СОИ, °С - относительная влажность, % а) в месте установки СИ БИЛ, БИК, БФ, % б) в месте установки СОИ, % - атмосферное давление, кПа |
От плюс 5 до плюс 35 От плюс 10 до плюс 35 До 95 при температуре 35 °С От 30 до 80 От 84 до 106,7 | |
Параметры электропитания: - напряжение, В а) силовое оборудование б) технические средства - частота, Гц |
380 (+10 %, -15 %) 220 (+10 %, -15 %) 50 (±1) | |
Потребляемая мощность, кВ • А, не более |
55 | |
Габаритные размеры блочно-модульного здания, мм, не более |
11500x9000x3200 | |
Масса, т, не более |
44 | |
Средний срок службы, лет, не менее |
8 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку СИКНС методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС представлена в таблице 4.
Таблица 4
Наименование |
Количество |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», заводской номер 553 |
1 экз. |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Паспорт |
1 экз. |
МП 58-30151-2013. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 58-30151-2013 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 16 декабря 2013 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке средств измерений, входящих в состав СИКНС;
- калибратор многофункциональный MC5-R:
а) диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения +(0,02 % показания + + 1 мкА);
б) диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±0,01 % показания;
в) 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
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти сырой. Методика (метод) измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», аттестованная ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений №01.00257-2008/24809-13 от 28.11.2013 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 6651-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний
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. Общие метрологические и технические требования
4. ГОСТ Р 51330.0 - 99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.