Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-6 с УПСВ и КНС Котовского нефтяного месторождения

Таблица 1 - Средства измерений, входящие в состав ИК С

ИКНС

Наименование ИК

Первичный измерительный преобразователь

Вторичная часть

ИК массового расхода

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF 300 с измерительным  преобразователем  2700

(регистрационный номер в ФИФОЕИ 45115-10)

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер в ФИФОЕИ 64224-16)

ИК температуры

Т ермопреобразователь сопротивления Rosemount  0065   (регистрационный

номер в ФИФОЕИ 53211-13)

Преобразователь      измерительный

Rosemount 644      (регистрационный

номер в ФИФОЕИ 56381-14)

Барьер искрозащиты серии Z модели Z787 (регистрационный номер в ФИФОЕИ 22152-07) Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер в ФИФОЕИ 64224-16)

ИК давления

Датчик давления Метран-150 модели 150TG (регистрационный номер  в

ФИФОЕИ 32854-13)

ИК влагосодер-жания

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм (модификация          УДВН-1пм2)

(регистрационный номер в ФИФОЕИ 14557-15) (далее - УДВН-1пм2)

Контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер в ФИФОЕИ 64224-16)

ИК объемного расхода

Счетчик  нефти  турбинный  МИГ

исполнения  32Ш  (регистрационный

номер в ФИФОЕИ 26776-08)

Примечание - ФИФОЕИ - Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

NGI FLOW.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

0.0.1.1

Цифровой идентификатор ПО

92B3B72D

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC-32

Наименование ИК

Диапазон измерений

Пределы допускаемой основной погрешности

ИК массового расхода

от 50 до 260 т/ч

5: ±0,25 %

ИК температуры

от 0 до 50 °С

Л: ±0,62 °С

ИК давления

от 0 до 4 МПа

у: ±0,56 %

ИК влагосодержания

от 0,01 до 10 %1)

Л: ±0,12 %

ИК объемного расхода

от 0 до 8 м3/ч

5: ±2,76 %2)

1) Диапазон показаний от 0 до 12 %.

2) В диапазоне расхода (20-100) % от максимального

Примечания

1 Приняты следующие обозначения:

5 - относительная погрешность, %;

Л - абсолютная погрешность, в единицах измеряемой величины;

у - приведенная погрешность, % (нормирующим значением принята разность между максимальным и минимальным значениями диапазона измерений).

2 Для расчета погрешности ИК в условиях эксплуатации:

- приводят форму представления основных и дополнительных погрешностей измерительных компонентов ИК к единому виду (приведенная, относительная, абсолютная);

- для каждого измерительного компонента ИК рассчитывают пределы допускаемых значений погрешности в условиях эксплуатации путем учета основной и дополнительных погрешностей от влияющих факторов.

Пределы допускаемых значений погрешности измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации ДСИ рассчитывают по формуле

П           n

Д СИ=±ЛД0+ЕД 2, у         i-0

где Д0  - пределы допускаемой основной погрешности измерительного компонента;

Д  - погрешности измерительного компонента от i-го влияющего фактора в

условиях эксплуатации при общем числе n учитываемых влияющих факторов.

Для каждого ИК рассчитывают границы, в которых c вероятностью равной 0,95 должна находиться его погрешность в условиях эксплуатации, Дик по формуле

k

Дик =±1,1-.. Z(Дj , ъ=0

Л       пределы допускаемых значений погрешности ДСИ j-го измерительного

где  Д Си,  -                                                     С

компонента ИК в условиях эксплуатации.

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода нефти сырой, т/ч*

от 50 до 260

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой при измерении объемной доли воды с применением УДВН-1пм2, %, при объемной доле воды в нефти сырой:

- от 0 до 5 % включ.

- св. 5,0 до 8,9 %

±0,35 ±0,4

Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА:

- при наличии барьера искрозащиты, %

- при отсутствии барьера искрозащиты, %

±0,07

±0,05

* Массовый расход сырой нефти по отдельной измерительной линии должен соответствовать диапазону измерений массового расхода, на который поверен счетчик-расходомер массовый.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Рабочая среда

нефть сырая

Температура нефти сырой, °С

от +10 до +40

Избыточное давление нефти сырой, МПа

от 0,5 до 3,5

Физико-химические показатели нефти сырой:

- плотность обезвоженной дегазированной нефти при температуре 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3

- массовая доля воды, %, не более

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

- массовая доля механических примесей, %, не более

- объемное содержание растворенного газа, м3/м3, не более

- плотность растворенного газа в нефти сырой при стандартных условиях, кг/м3

- содержание свободного газа, %

от 888,3 до 902,1 10

3000 0,1 2

от 1,05 до 1,25 отсутствует

Параметры электрического питания:

- напряжение переменного тока, В

- частота переменного тока, Гц

220-323 /380-58

50±1

Условия эксплуатации:

- температура окружающего воздуха в блок-боксе БИЛ, БИК, °С

- температура окружающего воздуха в операторной, °С

- относительная влажность, %, не более

- атмосферное давление, кПа

от +5 до +38 от +15 до +25 80, без конденсации

влаги от 84,0 до 106,7

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС-6 с УПСВ и КНС Котовского нефтяного месторождения, заводской № 427-4

—

1 шт.

Паспорт

427-4.00.00.00.000 ПС

1 экз.

Руководство по эксплуатации

427-4.00.00.00.000 РЭ

1 экз.

Методика поверки

МП 2701/1-311229-2020

1 экз.