Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2049 на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-7 НГДУ "Елховнефть"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 443 п. 04 от 26.06.2012
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 46858
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2049 на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-7 НГДУ «Елховнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы (массового расхода), параметров и определения массы нетто нефти сырой (далее - нефти) при учетно-расчетных операциях.

Описание

СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от СРМ, преобразователей давления, температуры, влагосодержания.

СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.

В состав СИКНС входят:

- блок измерительных линий (далее - БИЛ): измерительная линия (далее - ИЛ) (Ду 150), контрольно-резервная ИЛ (Ду 150);

- выходной коллектор (Ду 200);

- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ) (Ду 200);

- СОИ.

Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:

- измерение в автоматическом режиме массы (массового расхода) нефти прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;

- определение массы нетто нефти;

- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;

- измерение в автоматическом режиме влагосодержания нефти, перепада давления на фильтрах;

- возможность поверки рабочего и контрольно-резервного СРМ при помощи ППУ;

- выполнение контроля метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ;

- автоматический и ручной отбор проб;

- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;

- защита системной информации от несанкционированного доступа.

Состав СИКНС указан в таблице 1.

Таблица 1

№ п/п

Наименование СИ

Количество

Г осреестр №

Приборы контрольно-измерительные показывающие

1

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

7

26803-11

2

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2

3

0303-91

№ п/п

Наименование СИ

Количество

Г осреестр №

Блок технологический

БИЛ

1

Счетчик расходомер массовый CMF 400 с измерительным преобразователем 2700

2

45115-10

2

Датчик давления Метран-150 TG

2

32854-09

3

Датчик давления Метран-150 CD

2

32854-09

4

Преобразователь температуры Метран-286

2

23410-08

5

Влагомер сырой нефти ВСН-2 ПП-150-100

1

24604-07

Выходной коллектор

1

Датчик давления Метран-150 TG

1

32854-09

2

Преобразователь температуры Метран-286

1

23410-08

3

Прибор УОСГ-100СКП

1

16776-11

4

Прибор автоматический лабораторный АЛП-01 ДП

1

16774-09

5

Пробоотборник поточный ES 51

2

-

6

Пробозаборное устройство со штурвалом щелевого типа ЩПУ

1

-

СОИ

1

Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)

2

43239-09

2

Контроллер программируемый логический PLC Modicon

1

18649-09

3

АРМ оператора на базе ПО «RATE АРМ оператора УУН»

1

-

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС (комплексов измерительновычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)) обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора), ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи, идентификации: отображения на информационном дисплее «OCTOPUS-L» структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии ПО. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием «OCTOPUS-L». ПО СИКНС имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.

Таблица 2

Наименование

ПО

Идентиф икационное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

ПО СИКНС

МС 200.00.03.00-09АВ

МС 200.00.03.00-09АВ

Okt-L.3.14

Okt-L.3.14

CFF9

CFF9

CRC32

Технические характеристики

Таблица 3

Наименование характеристики

Значение

Рабочая среда

нефть сырая

Диапазон изменения массового расхода нефти через БИЛ, т/ч

от 30 до 220

Диапазон изменения избыточного давления нефти, МПа

от 0,2 до 4,0

Диапазон изменения температуры нефти, °С

от 0 до 30

Физико-химические свойства нефти:

- плотность обезвоженной дегазированной нефти при 20 °С и 0,101325 МПа, кг/м3

- вязкость кинематическая при 20 °С, cCT

от 890 до 945 от 50,1 до 83,8

Наименование характеристики

Значение

- объемная доля воды, %

- массовая доля механических примесей, %

- массовая доля парафина, %

- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3

- массовая доля серы, %

- плотность пластовой воды, кг/м3

- плотность растворенного газа при 20 °С и 0,101325 МПа, кг/м3

- содержание растворенного газа, м3/м3

- содержание свободного газа

от 10,1 до 70,2 не более 0,2 не более 3,4 не более 21000 не более 4,5 от 1010 до 1180 от 1,08 до 1,4 не более 7,0 не допускается

Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы (массового расхода) нетто нефти:

• при измерении содержания объемной доли воды в нефти с помощью влагомера сырой нефти ВСН-2 не превышает, %:

- при объемной доле воды в нефти от 10 % до 20 %

- при объемной доле воды в нефти от 20 % до 50 %

- при объемной доле воды в нефти от 50 % до 70 %

- при объемной доле воды в нефти от 70 % до 85 %

±2,0 ±3,0 ±5,0 ±15,0

• при определении содержания массовой доли воды в нефти в испытательной (аналитической) лаборатории в соответствии с нормативным документом «ГСИ. Сырая нефть. Методика измерений массовой доли воды в химико-аналитической лаборатории НГДУ «Елховнефть» ОАО «Татнефть» (аттестованная ФГУП ВНИИР, свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/1106-12) не превышает, %:

- при объемной доле воды в нефти от 10 % до 20 %

- при объемной доле воды в нефти от 20 % до 50 %

- при объемной доле воды в нефти от 50 % до 70 %

- при объемной доле воды в нефти от 70 % до 85 %

±1,5 ±2,5 ±5,0 ±15,0

Условия эксплуатации средств измерений (далее - СИ) СИКНС: - температура окружающей среды, °C

■ в месте установки СИ БИЛ

■ в месте установки СОИ

■ в шкафах для ВСН и автоматических пробоотборников

- относительная влажность, %

- атмосферное давление, кПа

от минус 40 до 50

от 10 до 35

от 15 до 25

от 30 до 80 от 84 до 106,7

Параметры электропитания:

- напряжение, В:

■ силовое оборудование

■ технические средства СОИ - частота, Гц

380(+10%, -15%)

220(+10%, -15%)

50

Потребляемая мощность, Вт

не более 10000

Г абаритные размеры, мм

- шкаф силового оборудования

- шкаф вторичной аппаратуры

- шкаф обработки информации

1000x400x1900 600x800x2300 600x800x2300

Масса, кг

не более 23000

Средний срок службы, лет

не менее 10

СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10-99 «искробезопасная электрическая цепь» уровня «ib».

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Таблица 4

Наименование

Количество

Система измерительная количества и параметров нефти сырой № 2049 на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-7 НГДУ «Елховнефть», зав. № 498/2011.

1 шт.

Система измерительная количества и параметров нефти сырой № 2049 на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-7 НГДУ «Елховнефть». Паспорт

1 экз.

Система измерительная количества и параметров нефти сырой № 2049 на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-7 НГДУ «Елховнефть». Методика поверки

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 50125-12 «Система измерительная количества и параметров нефти сырой № 2049 на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-7 НГДУ «Елхов-нефть». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 29 декабря 2011 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;

- калибратор многофункциональный MC5-R: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения ±0,01 %.

Сведения о методах измерений

« Инструкция. ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-7 НГДУ «Елховнефть», аттестованная ГЦИ СИ ООО «СТП», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 4-361-01.00270-2011.

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 51330.10 - 99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11.

Искробезопасная электрическая цепь «i».

2. ГОСТ Р 8.596 - 2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных

систем. Основные положения».

3. ГОСТ Р 8.615 - 2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и

нефтяного газа».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание