| Номер в госреестре | 50175-12 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2046 на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-3,4 НГДУ "Елховнефть" |
| Изготовитель | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
| Год регистрации | 2012 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2046 на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-3,4 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.
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) от ЦДНГ-3 (Ду 150), ИЛ от ЦДНГ-4 (Ду 150), контрольно-резервная ИЛ (Ду 150);
- выходной коллектор (Ду 300);
- 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 рабочих и контрольно-резервного СРМ при помощи ППУ;
- выполнение контроля метрологических характеристик рабочих 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 | 10 | 26803-11 |
| 2 | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 | 4 | 0303-91 |
| Блок технологический | |||
| БИЛ | |||
| 1 | Счетчик расходомер массовый CMF 400 с измерительным преобразователем 2700 | 3 | 45115-10 |
| 2 | Датчик давления Метран-150 TG | 3 | 32854-09 |
| 3 | Датчик давления Метран-150 CD | 3 | 32854-09 |
| 4 | Преобразователь температуры Метран-286 | 3 | 23410-08 |
| 5 | Влагомер сырой нефти ВСН-2 ПП-150-100 | 2 | 24604-07 |
| 6 | Пробозаборное устройство щелевого типа ПУ-1-150-40 | 2 | - |
| 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 | Окт-Ь.3.14 Окт-Ь.3.14 | CFF9 CFF9 | CRC32 |
Таблица 3
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Рабочая среда | нефть сырая |
| Диапазон изменения массового расхода нефти через БИЛ, т/ч | |
| - ИЛ от ЦДНГ-3 | от 30 до 220 |
| - ИЛ от ЦДНГ-4 | от 30 до 250 |
| 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 | от 890 до 945 |
| - вязкость кинематическая при 20 °С, cCT | от 48,2 до 240,1 |
| - объемная доля воды, % | от 10,4 до 90 |
| - массовая доля механических примесей, % | не более 0,4 |
| - массовая доля парафина, % | не более 3,0 |
| - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 | не более 15000 |
| - массовая доля серы, % | не более 4,5 |
| - плотность пластовой воды, кг/м3 | от 1010 до 1180 |
| - плотность растворенного газа при 20 °С и 0,101325 МПа, кг/м3 | от 1,08 до 1,4 |
| - содержание растворенного газа, м3/м3 | не более 7,0 |
| - содержание свободного газа | 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 % | ±2,0 |
| - при объемной доле воды в нефти от 20 % до 50 % | ±3,0 |
| - при объемной доле воды в нефти от 50 % до 70 % | ±5,0 |
| - при объемной доле воды в нефти от 70 % до 85 % | ±15,0 |
| - при объемной доле воды в нефти от 85 % до 90 % | ±23,0 |
| • 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 % | ±1,5 |
| - при объемной доле воды в нефти от 20 % до 50 % | ±2,5 |
| - при объемной доле воды в нефти от 50 % до 70 % | ±5,0 |
| - при объемной доле воды в нефти от 70 % до 90 % | ±15,0 |
| Условия эксплуатации средств измерений (далее - СИ) СИКНС: | |
| - температура окружающей среды, °C | |
| ■ в месте установки СИ БИЛ | от минус 40 до 50 |
| ■ в месте установки СОИ | от 10 до 35 |
| ■ в шкафах для ВСН и автоматических пробоотборников | от 15 до 25 |
| - относительная влажность, % | от 30 до 80 |
| - атмосферное давление, кПа | от 84 до 106,7 |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Параметры электропитания: - напряжение, В : ■ силовое оборудование ■ технические средства СОИ - частота, Гц | 380(+10%, -15%) 220(+10%, -15%) 50 |
| Потребляемая мощность, Вт | не более 10000 |
| Габаритные размеры, мм - шкаф силового оборудования - шкаф вторичной аппаратуры - шкаф обработки информации | 1000х400х1900 600х800х2300 600х800х2300 |
| Масса, кг | не более 25000 |
| 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».
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерительная количества и параметров нефти сырой № 2046 на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-3,4 НГДУ «Елховнефть», зав. № 497/2011. | 1 шт. |
| Система измерительная количества и параметров нефти сырой № 2046 на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-3,4 НГДУ «Елховнефть». Паспорт | 1 экз. |
| Система измерительная количества и параметров нефти сырой № 2046 на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-3,4 НГДУ «Елховнефть». Методика поверки | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 50175-12 «Система измерительная количества и параметров нефти сырой № 2046 на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-3,4 НГДУ «Елхов-нефть». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 30 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 %.
«Инструкция. ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-3,4 НГДУ «Елховнефть», аттестованная ГЦИ СИ ООО «СТП», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 7-361-01.00270-2011.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерительной количества и параметров нефти сырой № 2046 на входе Акташской УПВСН с объектов ЦДНГ-3,4 НГДУ «Елховнефть»
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».
Осуществление торговли и товарообменных операций.
