Система измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19
| Номер в ГРСИ РФ: | 91339-24 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Самотлорнефтегаз", г.Нижневартовск |
Система измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19 (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 91339-24 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Самотлорнефтегаз" (АО "Самотлорнефтегаз"), Ханты-Мансийский автономный округ-Югра, г. Нижневартовск
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 91339-24: Описание типа | Скачать | 590 КБ | |
| 91339-24: Методика поверки | Скачать | 2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19 (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия основан на прямом методе динамических измерений с помощью преобразователей расхода жидкости. Выходные сигналы преобразователей расхода, давления, температуры, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают в систему обработки информации, которая принимает информацию и производит вычисление массы и показателей качества нефти по реализованному в ней алгоритму.
Конструктивно СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной и смонтированной для конкретного объекта из компонентов серийного производства. В состав СИКНС входит:
1) Блок измерительных линий (БИЛ), состоящий из трех измерительных линий (двух рабочих, одной контрольно-резервной).
2) Блок измерений параметров нефти сырой (БИК), предназначенный для измерения показателей качества нефти.
3) Система сбора и обработки информации (СОИ), предназначенная для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.
Таблица 1 - Состав СИКНС
|
Наименование и тип средства измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
1 |
2 |
|
Блок измерительных линий | |
|
Расходомеры массовые Promass мод. Promass 83F |
15201-11 |
|
Преобразователи измерительные Rosemount 3144P |
56381-14 |
|
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 |
53211-13 |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051S |
66525-17 |
|
Блок измерений параметров нефти сырой | |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм мод. УДВН-1пм |
14557-15 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм мод. УДВН-1пм2 |
14557-15 |
|
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 0104 |
29336-05 |
|
Датчики давления Метран-150, мод. Метран-^OTG |
32854-09 |
|
Счетчики жидкости турбинные ТОР, мод. ТОР1-50 |
6965-03 |
|
Система обработки информации | |
|
Комплексы измерительно-вычислительные ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) |
43239-15 |
|
Примечание - При использовании влагомера нефти поточного УДВН-1пм мод. УДВН-1пм объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси не должна превышать 2,0 % вкл. | |
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.
Место расположения системы измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19: Цех подготовки и перекачки нефти № 2 АО «Самотлорнефтегаз». Пломбирование средств измерений, находящихся в составе системы измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19 осуществляется согласно требований их описаний типа. В случае отсутствия таких требований в описании типа, пломбирование проводится согласно МИ 3002-2006. Заводской номер 01 нанесен в виде цифрового обозначения на шкафу измерительно-вычислительного комплекса.
Общий вид СИКНС представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКНС
Программное обеспечение
СИКНС имеет программное обеспечение (далее - ПО), представленное встроенным прикладным ПО комплекса измерительно-вычислительного ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) и ПО АРМ оператора «ЦДС-Менеджер». Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
ИВК ОКТОПУС-Л |
ЦДС - Менеджер |
|
Идентификационное наименование ПО |
Formula.o |
— |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.15 |
3.4.2.375 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
5ED0C426 |
— |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
— |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон массового расхода, т/ч |
от 17,4 до 284,4 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтегазоводяной смеси |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды при использовании влагомера нефти поточного УДВН-1пм мод. УДВН-1пм, при содержании объемной доли воды в измеряемой среде от 0 до 2 % включ. % |
±0,35 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды при использовании влагомера нефти поточного УДВН-1пм мод. УДВН-1пм2, при содержании объемной доли воды в измеряемой среде от 0 до 5 % включ., % |
±0,35 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды при определении массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477, %, при содержании объемной доли воды в измеряемой среде, %: от 0 до 2 включ. от 2 до 5 включ. |
±0,35 ±0,65 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий |
3 (2 рабочие, 1 контрольно-резервная) |
|
Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление, МПа - плотность при температуре +20 °С, кг/м3 - кинематическая вязкость при температуре +20 °С, мм2/с - объемная доля воды в нефти, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - объемная доля растворенного газа, м3/м3, не более - содержание свободного газа |
от +10 до +40 от 0,24 до 1,60 от 790 до 870 от 4 до 40 5,0 0,05 300 5,0 не допускается |
|
Режим работы |
непрерывный |
|
Температура окружающего воздуха, °С: - для первичных измерительных преобразователей - для ИВК и АРМ оператора |
от +10 до +20 от +15 до +25 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19 |
1 экз. | |
|
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19 |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
ВЯ-1760/МИ «Инструкция. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19 АО «Самотлорнефтегаз», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1760/01.00248-2014/2023 от 8 июня 2023 г.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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
