| Номер в госреестре | 57728-14 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения |
| Изготовитель | ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз", г.Ноябрьск |
| Год регистрации | 2014 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения предназначена для автоматизированного определения количества и параметров нефти сырой, подготовленной на установке предварительного сброса воды при ее перекачке на центральный пункт сдачи нефти ЦППН № 3 ОАО «Г азпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения (далее- СИКНС) реализует прямой метод динамических измерений массы нефти сырой в трубопроводе по ГОСТ Р 8.615-2005 с помощью массовых преобразователей расхода (далее - МПР). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, 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:
- входной (Ду 150 с переходом на Ду 80) и выходной (Ду 80 с переходом на Ду 150) коллекторы;
- блок измерительных линий (далее - БИЛ), две рабочие измерительные линии (Ду 80), одна контрольно-резервная измерительная линия (Ду 80);
- блок контроля параметров нефти (далее - БКН);
- система обработки информации;
- блок фильтров ( далее - БФ);
- щелевое пробозаборное устройство с лубрикатором;
- автоматический пробоотборник;
- диспергатор для ручного отбора проб;
- узел подключения передвижной поверочной установки;
- узел подключения рабочего влагомера;
- узел подключения плотномера.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы и массового расхода нефти сырой, проходящей через БИЛ, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры и давления нефти сырой;
- дистанционное и местное измерение температуры и давления нефти сырой;
- автоматический контроль метрологических характеристик рабочего МПР по контрольно-резервному МПР;
- защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;
- ручной и автоматический отбор объединенной пробы;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение (далее - ПО ) СИКНС (комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)) обеспечивает реализацию функций СИКНС. ПО СИКНС разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО СИКНС. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса).
Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разграничением прав пользователей, разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Таблица 1
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ИВК «Октопус-Л» | Прикладное ПО | V.3.07 | B6D270DB | CRC 32 |
| Цифровые идентификаторы | ПО СИКНС | приведены в | свидетельстве о | |
метрологической аттестации программного обеспечения (программы).
ПО СИКНС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем разграничения прав доступа (четырёх уровневая система доступа и система паролей). Доступ к метрологически значимой части ПО СИКНС для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКНС обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО СИКНС имеет уровень защиты «С», в соответствии с МИ 3286-2010.
Перечень средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС, должен соответствовать Таблице 2
Таблица 2
| № п/п | Наименование СИ | Количество | Госреестр № |
| Блок измерительных линий | |||
| Изме] | рительная линия №1 | ||
| 1 | Счетчик расходомер массовый кориолисовый Rotamass мод. RCCS 39. | 1 | 27054-09 |
| Изме] | рительная линия №2 | ||
| 1 | Счетчик расходомер массовый кориолисовый Rotamass мод. RCCS 39. | 1 | 27054-09 |
| Контрольно-резервная линия | |||
| № п/п | Наименование СИ | Количество | Госреестр № |
| 1 | Счетчик расходомер массовый кориолисовый Rotamass мод. RCCS 39. | 1 | 27054-09 |
| Выходной коллектор БИЛ | |||
| 1 | Датчик давления «Метран-100-Ех-ДИ». | 1 | 22235-08 |
| 2 | Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820». | 1 | 32460-06 |
| Блок измерения качества | |||
| 1 | Влагомер поточный УДВН-1пм2 | 1 | 14557-10 |
| 2 | Счетчик турбинный НОРД-М-40 | 1 | 5638-02 |
| 5 | Пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р» | 1 | - |
| 6 | Пробоотборник автоматический «Стандарт-А» | 1 | - |
| Выходной коллектор БКН | |||
| 1 | Датчик давления «Метран-100-Ex-ДИ». | 1 | 22235-08 |
| 2 | Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом «ТСПУ 902820». | 1 | 32460-06 |
| СОИ | |||
| 1 | Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») | 1 | 43239-09 |
| 3 | АРМ оператора | 1 | - |
Метрологические (в том числе показатели точности) и технические характеристики СИКНС приведены в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование | СИКНС |
| Рабочая среда | нефть сырая по ГОСТ Р 8.615-2005 |
| Диапазон измерения массового расхода нефти сырой через БИЛ по каждой измерительной линии, т/ч | от 10 до 185 |
| Диапазон измерения избыточного давления нефти сырой, МПа | от 0,3 до 2,0 |
| Диапазон измерения температуры нефти, °С | от 5 до 50 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
| Физико-химические свойства нефти: - плотность, кг/м3 - обезвоженной нефти при 20 °С - сырой нефти - вязкость кинематическая при 20 °С, мм/с - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, г/м3, не более - концентрация хлористых солей, г/м3, не более - объемная доля свободного газа, % | от 780 до 840 от 810 до 950 от 6,0 до 7,8 10,0 500 100 отсутствует |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС измерений массы (массового расхода) сырой нефти, %, не более | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС измерений массы (массового расхода) нетто сырой нефти при измерении содержания объемной доли воды в сырой нефти с помощью поточного влагомера в диапазоне от 0 % до 10 %, %, не более | ±0,35 |
| Наименование | СИКНС |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС измерений массы (массового расхода) нетто сырой нефти при измерении содержания объемной доли воды в сырой нефти в химикоаналитической лаборатории,%: - при содержании объемной долы воды в сырой нефти от 0 % до 5 %, не более | ±0,6 |
| - при содержании объемной долы воды в сырой нефти от 5 % до 10 %, не более, | ±1,2 |
| Условия эксплуатации СИКНС: -температура окружающей среды, °С в месте установки СИ БИК, БИЛ, СОИ | от 10 до 30 |
| в месте установки БФ | от минус 40 до 38 |
| -относительная влажность, % | от 30 до 80 |
| -атмосферное давление, кПа | от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В: силовое оборудование | 380(+10%, -15%) |
| технические средства СОИ | 220(+10%, -15%) |
| - частота, Гц | 50 |
| Потребляемая мощность, Вт, не более | 5900 |
| Габаритные размеры. мм, не более | 12400х3150х3900 |
| Масса, кг, не более | 18000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Средства измерения входящие в состав СИКНС обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10 «искробезопасная электрическая цепь» уровня «ib».
наносится на маркировочную табличку «Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения», методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность СИКНС соответствует таблице 4.
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения, зав. №090 В комплект поставки входят: Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), первичные и промежуточные измерительные преобразователи, кабельные линии связи, сетевое оборудование. | 1 шт. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения. Паспорт | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения. Инструкция по эксплуатации. | 1 экз. |
| МП 63-30151-2013 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения. Методика поверки» | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 63-30151-2013 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 6 декабря 2013 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- СИ в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей;
- калибратор: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания +
1 мкА); диапазон воспроизведения последовательности импульсов 0.9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В, погрешность ±(0,2 В + 5% от установленного значения).
«Рекомендация. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров качества нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения», номер свидетельства об аттестации №256-496-01.00328-2013 от 11 ноября
2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-5 с УПСВ Вынгапуровского месторождения
ГОСТ Р 51330.10-99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»».
ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 6651-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний».
ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».
Выполнение государственных учетных операций.
Осуществление торговли и товарообменных операций
