Установки измерительные Электрон-М, 45100-16

Назначение

Установки измерительные «Электрон-М» (далее - установки) предназначены для измерения массы и массового расхода сырой нефти, массы сырой нефти без учета воды и объема и объемного расхода свободного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям.

Описание

Принцип действия установок основан на сепарационном методе, предусматривающем разделение (сепарацию) сырой нефти на однофазные среды (жидкость и газ) с последующим измерением количества (состава, свойств) каждой из фаз при помощи первичных преобразователей расхода, температуры, давления, обводненности с обработкой полученных данных, приведением их к стандартным условиям и накоплением в энергонезависимой памяти контроллера установки (далее - КУ).

Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение объема выделившегося в процессе сепарации свободного нефтяного газа производится объемными или массовыми счетчиками (расходомерами) с последующим приведением к стандартным условиям на основании известного молярного состава и (или) измеренных значений температуры и давления газа.

По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти вычисляется значение массы нефти без учета воды.

Установки состоят из:

-    блока технологического (далее БТ);

-    блока автоматики (далее БА).

В БТ размещены:

-    емкость сепарационная (далее ЕС), служащая для отделения газа от жидкости (водонефтяной смеси) и оснащенная системой регулирования уровня накапливаемой жидкости;

-    распределительное устройство, состоящее из переключателя скважин многоходового (далее ПСМ) и трубопроводной обвязки, служащее для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к ЕС, а остальных - к выходному коллектору;

-    первичные измерительные преобразователи количества, состава и свойств измеряемых сред.

Система регулирования уровня жидкости в ЕС состоит из преобразователя уровня, регулятора расхода на выходе газа из ЕС и регулятора расхода на выходе жидкости из ЕС.

В БА размещены:

-    силовой шкаф;

-    аппаратурный шкаф, предназначенный для управления ПСМ, системой регулирования уровня, сбора и обработки информации первичных преобразователей, а также для архивирования, индикации и передачи измерительной и сигнальной информации на диспетчерский пункт;

-    вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в БТ.

Установки имеют два исполнения в зависимости от способа поддержания уровня

жидкости в сепараторе:

-    Исполнение 1: уровень жидкости в сепараторе поддерживается при помощи механического поплавкового регулятора уровня, обозначение установки при заказе «Электрон- М. 1»;

-    Исполнение 2: уровень жидкости в сепараторе поддерживается при помощи электроприводного регулятора уровня, работающего по сигналу от размещенного на ЕС датчика уровня, обозначение установки при заказе «Электрон-М.2».

Конструкция установок позволяет производить подключение к технологической обвязке пробоотборников, устройств для определения содержания свободного газа в жидкости, а по требованию заказчика — тест-сепараторов.

Перечень СИ, используемых в составе установок, представлен в таблице 1.

аблица 1 - Перечень средств измерений используемых в составе установок

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) состоит из встроенного ПО контроллера. Метрологически значимая часть в отдельный блок не выделяется. При включении электропитания контроллера происходит автоматическая инициализация встроенного ПО в режиме исполнения.

ПО устанавливается в контроллер перед выполнением первичной поверки и в процессе эксплуатации установки изменению не подлежит. Доступ к модификации ПО защищен паролем, который устанавливается на заводе-изготовителе. Хранение пароля осуществляется в машинных кодах. Защита уставок контроллера и результатов измерений от преднамеренных и непреднамеренных изменений состоит в трехуровневом управлении доступом, каждый из уровней обладает собственным паролем

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Цифровой идентификатор по вычисляется по алгоритму CRC16.

Нормирование метрологических характеристик установок проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью установок.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.

Общий вид установки приведен на рисунке 1.

Технические характеристики

Параметры рабочей среды:

-    избыточное давление, МПа

от 0,2 до 4,0 от плюс 5 до плюс 90 от 110-6 до 1,510-4 от 760 до 1200 от 2 до 1500 (от 0,08 до 60)

от 200 до 200000 (от 8,33 до 8333) от 20 до 1000000 (от 0,8 до 40000) 98 1

2

10

400, 1500

о/'ч

-    температура, С

-    кинематическая вязкость сырой нефти, м2/с

-    плотность сырой нефти, кг/м3

-    массовый расход сырой нефти, т/сут, (т/ч)

33

-    объемный расход свободного нефтяного газа, м /сут (м /ч): в рабочих условиях

приведенный к стандартным условиям

-    объемная доля воды, %, не более

-    объемное содержание свободного газа в сырой нефти, %, не более

-    объемное содержание сероводорода, %, не более для стандартного исполнения

для специального исполнения

Ряд предпочтительных наибольших значений

массового расхода сырой нефти для конкретной установки , т/сут

- по согласованию с заказчиком допускается изготовление установок с другим наибольшим значением измерения массового расхода сырой нефти

Количество скважин подключаемых к установке    от 1 до 14

Пределы допускаемой относительной погрешности установки

при измерении массы сырой нефти, %    ± 2,5

Пределы допускаемой относительной погрешности установки

при измерении массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти, %: от 0 до 70 %    ± 6

свыше 70 до 95 %    ± 15

При влагосодержании свыше 95 % пределы допускаемой относительной погрешности устанавливает МВИ, утвержденная и аттестованная в установленном порядке.

Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении объема свободного нефтяного газа,

приведенного к стандартным условиям, %    ± 5

Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69    У1

Габаритные размеры составных частей установки (длинахширинах высота), мм:

Блок технологический    10200*3400*3600

Блок автоматики    3300*3400*3500

Масса составных частей установки, кг, не более:

Блок технологический    20000

Блок автоматики    2200

Параметры электрического питания:

Переменный ток

-    напряжением, В    380/220 ± 20 %

-    частотой, Гц    50 ± 1 Потребляемая мощность, кВ А, не более 15 Средний срок службы, лет 10

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации установки типографским способом и на таблички блока технологического, блока автоматики шелкографией или методом аппликации.

Комплектность

Комплектность установок представлена в таблице 2.

Таблица 2

Поверка

осуществляется по документу МП 45100-16 «ГСИ. Установки измерительные «Электрон-М». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 18 ноября 2015 г.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

- датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 25-8-МП, расход от 0,8 до 8,0 м /ч; пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;

- по требованию заказчика

-    датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 50-30-МП, расход от 3 до 30 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;

-    датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 100-200-МП, расход от 50 до 200 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;

-    установка поверочная газовая УГН-1500, расход от 2 до 1500 м /ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения расхода газа ± 0,33 %, предел допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры ±0,5К;

-    мерники эталонные 2-го разряда типа М2р ГОСТ 8.400-80, вместимость 10 и 200 дм , пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1 %;

-    колба мерная 2 класса точности по ГОСТ 1770-74 вместимость 1000 или 2000 см ;

33

-    ареометр АОН-1, диапазон измерения от 940 до 1000 кг/м , цена деления ±1,0 кг/м ;

8    3

-    частотомер электронно-счетный Ч3-57, 10 имп.; ± 1 имп.; 10 ... 100 с;

-    генератор пачки импульсов «DYMETIC-8081» с диапазоном воспроизведения количества импульсов от 1 до 99999 имп;

-    миллиамперметр Э 535, диапазон измерения от 4 до 20 мА, пределы допускаемой приведенной погрешности ± 0,5 %.

Возможно применение других средств измерений с характеристиками не хуже указанных выше.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и в паспорт установки.

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в документе «ГСИ. Масса сырой нефти и объем попутного газа. Методика измерений установками измерительными «Электрон-М» зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2011.09971.

Нормативные документы

1.    ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.

2.    ГОСТ Р 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерении объемного и массового расходов газа.

3.    ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости.

4.    ТУ 3667-037-00135964-2009 Установки измерительные «Электрон-М». Технические

условия.