Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 75858-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара |
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 75858-19 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 14031 |
Производитель / Заявитель
ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара
РОССИЯ
Поверка
| 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 | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 75858-19: Описание типа СИ | Скачать | 81.4 КБ | |
| 75858-19: Методика поверки НА.ГНМЦ.0346-19 МП | Скачать | 3.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.
Описание
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - ПР). Массу нетто сырой нефти определяют как разность массы сырой нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из входного коллектора СИКНС, блока фильтров (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), блока измерений параметров сырой нефти (далее - БИК), выходного коллектора СИКНС и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
На входном коллекторе СИКНС установлены следующие средства измерений (далее -СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- датчик давления Метран-^OTG (регистрационный № 32854-13);
- манометр для местной индикации давления.
БФ состоит из рабочей и резервной линий, на каждой установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик давления Метран-^OCD (регистрационный № 32854-13);
- фильтр;
- два манометра для местной индикации давления.
БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion (регистрационный № 45115-10);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) в комплекте с преобразователем измерительным Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- датчик давления Метран-^OTG (регистрационный № 32854-13);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ПР по передвижной ПУ.
БИК выполняет функции оперативного контроля параметров сырой нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. Отбор представительной пробы сырой нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- два влагомера нефти микроволновых МВН-1 (регистрационный № 63973-16);
- расходомер ультразвуковой UFM 3030 (регистрационный № 48218-11);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) в комплекте с преобразователем измерительным Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- датчик давления MempaH-150TG (регистрационный № 32854-13);
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры;
- два датчика давления MempaH-150CD (регистрационный № 32854-13);
- два фильтра;
- два пробоотборника нефти «Стандарт-А»;
- пробоотборник нефти «Стандарт-Р»;
- место для подсоединения плотномера;
- место для подсоединения УОСГ-100;
- место для подсоединения пикнометрической установки.
На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик давления Метран-^OTG (регистрационный № 32854-13);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) в комплекте с преобразователем измерительным Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (регистрационный № 43239-09), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти (т/ч);
- автоматическое измерение массы сырой нефти (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды в сырой нефти (%);
- поверку и КМХ ПР по передвижной ПУ;
- КМХ ПР, установленного на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;
- автоматический отбор объединенной пробы сырой нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК.
К ПО верхнего уровня относится программа автоматизированного рабочего места -«Rate АРМ оператора УУН» (далее - АРМ оператора), выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов, вычисления массы нетто нефти.
ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
АРМ оператора |
ИВК | |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Rate АРМ оператора УУН» |
Formula.o |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.3.1.1 |
6.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
B6D270DB |
24821CE6 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC-32 | |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений: - массового расхода, т/ч - объемного расхода в режиме ДНС, м3/ч |
от 40 до 360 от 50 до 400 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %, не более |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером при содержании воды в сырой нефти: - от 0 до 5 %, %, не более - от 5 до 6 %, %, не более |
±0,35 ±0,4 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в лаборатории при содержании воды в сырой нефти: - от 0 до 5 %, %, не более - от 5 до 6 %, %, не более |
±0,54 ±0,63 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от +20 до +60 |
|
Давление измеряемой среды, МПа |
от 1,2 до 5,0 |
|
Плотность измеряемой среды при стандартных условиях, кг/м3 |
от 879,0 до 884,4 |
|
Вязкость измеряемой среды кинематическая, сСт, не более |
19,5 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
6 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
от 4,8 до 5,8 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,004 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
6 |
|
Содержание свободного газа |
отсутствует |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Электропитание, В/Гц |
трехфазное; 380/50, 220/50 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
|
Наработка на отказ, ч |
20 000 |
|
Режим работы СИКНС |
непрерывный |
|
Габаритные размеры (Длина х Ширина х Высота), мм |
8890x6272x4580 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», зав. № 14031 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации СИКНС |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
НА.ГНМЦ.0346- 19 МП |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0346-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 12.04.2019г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.
Допускается применение средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Масса нефти сырой. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», ФР.1.29.2017.27816.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
Смотрите также
