Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-Салымского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 80043-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара |
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-Салымского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 80043-20 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-Салымского месторождения |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 16006 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Метрология и Автоматизация" (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 | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 80043-20: Описание типа СИ | Скачать | 265.7 КБ | |
| 80043-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0505-20 МП | Скачать | 5.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-Салымского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти.
Описание
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью расходомеров массовых (далее по тексту - МПР). Массу нетто сырой нефти определяют как разность массы сырой нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей, механических примесей и растворенного газа в сырой нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров сырой нефти (далее по тексту -БИК) и системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
На входном коллекторе СИКНС установлены следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №):
- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный № 41560-09).
БФ состоит из двух линий: рабочей и резервной.
На каждой линии БФ установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик давления Метран-^OCD (регистрационный № 32854-13);
- фильтр;
- два манометра избыточного давления показывающих МП-У (регистрационный № 10135-15).
БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ:
- расходомер массовый Promass (регистрационный № 15201-11);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный № 49519-12);
- преобразователь измерительный серии iTEMP TMT (регистрационный № 57947-14);
- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный № 41560-09);
- манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-15);
- термометр биметаллический показывающий (регистрационный № 46078-16).
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной ПУ, на входе и выходе которого установлены следующие СИ:
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный № 49519-12);
- преобразователь измерительный серии iTEMP TMT (регистрационный № 57947-14);
- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный № 41560-09);
- манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-15);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91).
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 сырой нефти ВСН-2 (регистрационный № 24604-12);
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный № 49519-12);
- преобразователь измерительный серии iTEMP TMT (регистрационный № 57947-14);
- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный № 41560-09);
- манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-15);
- термометр биметаллический показывающий (регистрационный № 46078-16);
- два датчика давления Метран-150CD (регистрационный № 32854-13);
- пять манометров избыточного давления показывающих МП-У
(регистрационный № 10135-15);
- два фильтра;
- два пробоотборника автоматических «Отбор-А-Р слив»;
- пробоотборник ручной;
- место для подключения пикнометрической установки.
На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный № 41560-09);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный № 49519-12);
- преобразователь измерительный серии iTEMP TMT (регистрационный № 57947-14);
- манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-15);
- термометр биметаллический показывающий (регистрационный № 46078-16).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее по тексту - ИВК) (регистрационный № 43239-15), и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением «ПЕТРОЛСОФТ (С)», оснащенное средствами отображения и печати.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы (т) и массового расхода (т/ч) сырой нефти;
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды (%) в сырой нефти;
- поверку и КМХ МПР по передвижной ПУ;
- КМХ МПР, установленного на рабочей ИЛ, по МПР, установленному на контрольно-резервной 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.
Программное обеспечение
СИКНС имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в ИВК и АРМ оператора. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
И дентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 1.
Т аблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
АРМ оператора |
ИВК | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
SIKNS.dll |
TPULibrary.dll |
Formula.o |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
1.0.0.0 |
6.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
081ac2158c73492 ad0925db1035a0e 71 |
1b1b93573f8c918 8cf3aafaa779395 b8 |
24821СЕ6 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
md5 |
CRC32 | |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч (м3/ч) |
от 35,54 (40,0) до 185,25 (195,0) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы | |
|
сырой нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы | |
|
нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером | |
|
сырой нефти ВСН-2 в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти, % | |
|
от 8 до 10 % включительно |
±1,3 |
|
свыше 10 до 20 % включительно |
±1,4 |
|
свыше 20 до 50 % включительно |
±2,2 |
|
свыше 50 до 70 % включительно |
±4,7 |
|
свыше 70 до 85 % включительно |
±14,0 |
|
свыше 85 до 89 % включительно |
±20,0 |
Продолжение таблицы 2
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в дегазированной нефти в аттестованной испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014 в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти, % от 8 до 10 % включительно |
±1,1 |
|
свыше 10 до 20 % включительно |
±1,2 |
|
свыше 20 до 50 % включительно |
±4,7 |
|
свыше 50 до 70 % включительно |
±11,0 |
|
свыше 70 до 85 % включительно |
±26,0 |
|
свыше 85 до 89 % включительно |
±38,0 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление, МПа - плотность при 20°С, кг/м3 - объемная доля воды, % - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм 3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - объемная доля парафина, %, не более - содержание свободного газа, % - объемная доля растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях, м3/м3, не более |
от +25 до +60 от 1,0 до 4,0 от 888,5 до 950,0 от 8 до 89 150 0,05 6 не допускается 20 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±22/380±38 50±0,4 |
|
Габаритные размеры СИКНС, мм, не более - высота - ширина - длина |
3 265 8 960 5 960 |
|
Срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч |
10 20 000 |
|
Количество ИЛ, шт. |
2 |
|
Режим работы СИКНС |
непрерывный |
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 Северо-Салымского месторождения, зав. № 16006 |
— |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации СИКНС |
207/13-9-ИЭ |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-Салымского месторождения. Методика поверки |
НА.ГНМЦ.0505-20 МП |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0505-20 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-Салымского месторождения. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 10.07.2020 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда (передвижная трубопоршневая установка или компакт-прувер) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1 %;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
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 сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Северо-Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», ФР.1.29.2016.24563.
Нормативные документы
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
