Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ "Ямашнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 56744-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
| 56744-14: Описание типа СИ | Скачать | 95.5 КБ |
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть» (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения массы нефти, поступающей с месторождений (лицензионных участков) НГДУ «Ямашнефть».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 56744-14 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ "Ямашнефть" |
| 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. 10 от 06.03.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 0105-9-2013 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 56744-14: Описание типа СИ | Скачать | 95.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть» (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения массы нефти, поступающей с месторождений (лицензионных участков) НГДУ «Ямашнефть».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из следующих основных частей:
- блок технологический;
- блок-бокс с инженерными системами;
- система сбора, обработки информации и управления;
- система распределения электроэнергии;
- комплект запасных частей, инструмента и принадлежностей.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из двух (один рабочий и один контрольно-резервный) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений (далее - СИ):
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF3OO (далее - СРМ), Госре-естр № 34070-07;
- влагомеры поточные модели F (далее - ВН), Госреестр № 46359-11;
- датчик температуры 644, Госреестр № 14683-09;
- датчики избыточного давления модели Метран-150, Госреестр № 32854-08;
- датчики разности давления модели Метран-150, Госреестр № 32854-08.
В систему обработки информации системы входят:
- шкаф обработки информации;
- автоматизированное рабочее место системы;
- шкаф силового управления.
В качестве оборудования сбора и обработки сигналов от первичных средств измерений системы используются два измерительно-вычислительных контроллера OMNI 6000 Госреестр № 15772-11, находящихся взаимно в горячем резерве.
В состав системы входят показывающие СИ:
- манометры для точных измерений типа МТИ-1216, Госреестр № 1844-63;
- манометры показывающие технические МП3, Госреестр № 10135-88;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 №2, Госреестр № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы сырой нефти по каждой измерительной линии и по системе в целом за установленные интервалы времени;
- автоматизированное измерение технологических параметров;
- автоматизированное измерение влагосодержания нефти;
- отбор объединенной и точечной пробы в соответствии с ГОСТ 2517-2012;
- отображение (индикацию), регистрацию и архивацию результатов измерений;
- регулирование температуры в блок-боксе системы (включение/отключение обогревателей) в заданном интервале температур;
- поверку рабочих и эталонных СИ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- контроль метрологических характеристик СИ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- передачу данных на верхний уровень.
Все средства измерений, входящие в систему опломбированы в соответствии с технической документацией.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) системы (контроллеры измерительновычислительные OMNI 6000, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора «RATE АРМ-оператора РУУН 2.3-11 АВ») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Другие идентификационные данные (если имеются) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
Контроллер измерительновычислительный OMNI 6000 |
24.75.04 |
9111 |
_ |
CRC16 |
|
«RATE АРМ-оператора» РУУН 2.3-11 АВ |
2.3.1.1 |
B6D270DB |
_ |
CRC32 |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С».
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
Нефть сырая |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч (м3/ч) |
От 3,5 (3,6) до 50 (53,2) |
|
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 |
От 940 до 980 |
|
Диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт) |
От 125 до 500 |
|
Давление, МПа: - минимально допустимое - минимально допустимое в режиме контроля метрологических характеристик (далее -КМХ) - максимально допустимое (расчетное) |
0,59 0,69 2,0 |
|
Диапазон температуры, °С |
От плюс 1 до плюс 30 |
|
Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - при измерениях; - при поверке и КМХ; |
0,2 0,4 |
|
Массовая доля воды, % |
От 1 до 100 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
125000 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,1 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
От 2,4 до 3,3 |
|
Содержание свободного газа |
Не допускается |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы сырой нефти, % |
± 0,25 |
Окончание таблицы 2
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто сырой нефти, %: - при применении поточного влагомера и определении массовых долей механических примесей и хлористых солей в испытательной лаборатории в обезвоженной нефти: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0,1 % до 5 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 5 % до 10 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 10 % до 20 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 20 % до 50 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 50 % до 70 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70 % до 85 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 85 % до 91 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 91 % до 96 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти свыше 96 %; - при определении в испытательной лаборатории массовой доли воды в сырой нефти, массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной нефти: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0,1 % до 5 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 5 % до 10 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 10 % до 20 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 20 % до 50 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 50 % до 70 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70 % до 85 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 85 % до 91 %; - при содержании объемной доли воды в сырой нефти свыше 91 %; |
± 1,5 % ± 1,5 % ± 1,5 % ± 3,5 % ± 5,0 % ± 13,5 % ± 22,5 % ± 49,5 % Не нормируются ± 1,5 % ± 2,0 % ± 2,0 % ± 5,0 % ± 11,0 % ± 26,0 % ± 46,0 % Не нормируются | |
|
Режим работы системы |
Периодический | |
|
Параметры электропитания: | ||
|
- напряжение переменного тока, В |
380, трехфазное, 50 Гц 220, однофазное, 50 Гц | |
|
Климатические условия эксплуатации системы: | ||
|
- температура окружающего воздуха, °С |
от минус 40 до плюс 38 | |
|
- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С |
от плюс 5 до плюс 36 | |
|
- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, % |
От 30 до 75 | |
|
- относительная влажность окружающего воздуха, % |
От 56 до 78 | |
|
- атмосферное давление, кПа |
От 84 до 106,7 | |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть», 1 шт., заводской № 570;
- Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть»;
- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть». Методика поверки. МП 0105-9-2013», утвержденной ФГУП «ВНИИР» 27 ноября 2013 г.
Поверка
осуществляется по документу МП 0105-9-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторожденияпри ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 29 ноября 2013 г.
Основные средства поверки:
- передвижная поверочная установка с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки СРМ в их рабочем диапазоне измерений, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,11 %;
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный модели ASC 300-R: внешний модуль давления -нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
- Государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосодержа-ния нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011, в составе средств измерений и вспомогательных устройств, определяемом паспортом эталона;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5*108 имп.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2008/175014-13 от 17 сентября 2013 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.16239).
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.615-2005«ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
2. Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти
сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть».
Рекомендации к применению
Смотрите также
